SOMMAIRE 1. LES MISSIONS POSITIVES DU REGULATEUR

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2 SOMMAIRE 1. LES MISSIONS POSITIVES DU REGULATEUR LES MISSIONS DE SERVICE PUBLIC LA FIXATION DES CHARGES D ACCES AUX RESEAUX LA PROGRAMMATION DES INVESTISSEMENTS DE CAPACITE 2. LES MISSIONS DEFENSIVES DU REGULATEUR A. LES RISQUES DE COMPORTEMENTS OPPORTUNISTES SUR LES MARCHES SPOT (BOURSES D ELECTRICITE) B. LES RISQUES D ABUS DE POSITION DOMINANTE AU NIVEAU DU CONSOMMATEUR FINAL C. LES RISQUES DE COMPORTEMENTS OPPORTUNISTES AU NIVEAU DES INTERCONNEXIONS FRONTALIERES

3 SERVICES PUBLICS A CARACTERE INDUSTRIEL ET COMMERCIAL (SPIC) «Biens de première nécessité» (défaillance du marché pour un accès de tous) Biens distribués à travers un «réseau» (infrastructure lourde; idée de «monopole naturel») Recours traditionnel à la «concession de service public» (autorité concédante : la commune ou l Etat) (entreprise privée ou publique concessionnaire de service public. Cas des EPIC soumis au principe de spécialité) (exceptionnellement : système de la régie communale)

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5 SCHEMA CLASSIQUE ENTREPRISE (PUBLIQUE) INTEGREE SCHEMA DEREGULE et DE-INTEGRE (souvent avec privatisation) P P P P concurrence T T monopole naturel ATR D D D D F F F F F F Monopoles locaux concurrence (fourniture)

6 Quatre étapes sont nécessaires pour une ouverture pleinement réussie Accès aux consommateurs (extension de l éligibilité des consommateurs) Accès aux gazoducs et aux lignes à haute tension (mise en place d un ATR efficace c est-à-dire transparent et non-discriminatoire) Accès au gaz et aux centrales (mise à disposition de l entrant de «free gas» et de capacités de production électrique) Accès à la flexibilité (développement de marchés spot, de contrats de court terme, de hubs gaziers) } } Laissée } Laissée Directive Laissée à l appréciation de chaque état Laissée à l action du marché

7 Les instances en charge des MSP INSTITUTIONS LE LEGISLATEUR LE REGULATEUR (Commission de Régulation) LE JUGE (Tribunaux nationaux, Cour Européenne de Justice ) FONCTIONS -fixe les contours et le contenu des MSP -fixe les modalités de financement des MSP -donne des avis au législateur -peut interpréter les décisions du législateur -vérifie que les MSP sont assurées -peut infliger des pénalités -condamne le non-respect des missions -indemnise les victimes -la jurisprudence permet d interpréter la loi QUESTIONS -nécessité de respecter les directives européennes -nécessité de respecter les traités (OMC) -risque de conflits de compétence avec le législateur et/ou le juge -problèmes de crédibilité liés aux difficultés d information -problèmes de saisine -chevauchements de compétences (Etat fédéral, Union Européenne) -intervient ex post et non pas ex ante (comme le régulateur) -problèmes de saisine

8 Le contenu des MSP (loi Février 2000) CLIENTS NON ELIGIBLES Service universel pour les exclus ou défavorisés (idée de discrimination positive) Péréquation spatiale des tarifs (idée d aménagement du territoire, de cohésion sociale) CLIENTS ELIGIBLES Accès non discriminatoire aux infrastructures essentielles (transportdistribution), y compris en cas de congestion Droit à un tarif de secours (dans des conditions «standard») MISSIONS D INTERET GENERAL Promotion des énergies renouvelables (et de la cogénération) (idée de discrimination positive) Respect de l environnement Souci de sécurité d approvisionnement Souci de préserver l intérêt des générations futures (programmer le renouvellement et l extension des infrastructures)

9 Les modalités de prise en charge des MSP Logique «payor play» Tout opérateur peut choisir entre payer une «taxe» ou prendre en charge ces missions de service public (au prorata de son activité) Logique des enchères On attribue les missions à l opérateur le moins cher pour la collectivité (à cahier des charges donné) ; logique du «moins-disant» ou du «mieux-disant» Logique de la sélection comparative («concours de beauté») On auditionne plusieurs opérateurs et on choisit le meilleur au vu des critères retenus. Logique de l opérateur historique On attribue les missions à l opérateur historique en s assurant qu il n en profite pas pour réaliser des subventions croisées discriminatoires à l égard des entrants potentiels.

10 Les modalités de financement des MSP 1. Financement par le biais de subventions croisées 2. Financement par l impôt 3. Financement par le biais des charges d accès au réseau de transport-distribution 4. Financement par le biais d un fonds spécial alimenté par tous les opérateurs au prorata de leur activité de production ou de fourniture 5. Financement par le biais d une souscription volontaire des clients

11 Le financement des MSP (estimations 2002 CRE) 2002 : 3 euros/mwh 2003: 3,3 euros/mwh 2004: 5,3 euros/mwh?

12 FIXATION DES PRIX PRODUCTION VERS UN MARCHE SPOT (bourse de l'électricté et du gaz) TRANSPORT ET DISTRIBUTION TARIFS REGULES (A.T.R) FOURNITURE LOGIQUE ECONOMIQUE (coût marginal) OU LOGIQUE COMMERCIALE (en fonction des élasticités-prix)? vigilance du régulateur PROBLEMES LA COHERENCE DES 3 SYSTEMES? QUID DE LA PEREQUATION?

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14 I- La nature des tarifs Tarification de point à point (ou à la distance): impossible pour l électricité! ne favorise pas l entrée des concurrents sur le marché du gaz (situation française) Tarification «entrée-sortie» ou «nodale» en fonction des flux injectés et soutirés (Grande Bretagne ou Irlande) représentative du coût de réservation associé au transport du gaz entre deux nœuds Tarification uniforme dite «timbre-poste» (ou double timbre-poste) adoption pour l électricité cas particulier d une tarification entrée-sortie dans laquelle le terme d injection est le même en chacun des points-sources et le terme de soutirage identique en chaque point de prélèvement Nécessité d une tarification identique dans les pays membres de l UE

15 II- La structure des tarifs Imputer tous les coûts variables aux quantités transportés Comment imputer les coûts fixes? - en fonction de la capacité réservée - en fonction de la quantité transitée III- L évolution temporelle des tarifs Logique du cost-plus (tarifs fondés sur les coûts observés ou déclarés) Logique du price-cap (le régulateur fixe un plafond qui tient compte des gains de productivité: RPI-X)

16 Réseau gazier français

17 Tarification ATR du gaz naturel 1) Proposition GDF (type cost-plus) 3 critères 1. Capacité journalière maximale réservée 2. Quantité annuelle de gaz transité 3. Distance entre point d entrée et point de sortie (zones de tarifs) T = p 1 C (1+k) + p 2 Qk T = tarif annuel à payer au transporteur (en euros/an) C = capacité journalière maximale réservée par le client en MWh/jour Q = quantité de gaz naturel transportée dans le réseau durant l année (MWh/an) p 1 = prix payé en euros par an pour réserver une capacité de 1 MWh/j p 2 = prix payé pour acheminer 1 MWh de gaz dans le réseau de transport (en euros par MWh) k = coefficient multiplicateur qui exprime la distance séparant le point d entrée du point de sortie (k varie entre 1 et 49)

18 2) Critiques possibles - contrat sur 1 an (mensualiser?) - très forte progressivité avec la distance - non dissociation du coût de transport et du coût de la molécule sur la facture du client 3) Questions la tarification ATR n est pas compatible avec la logique net-back des contrats «take or pay»? Faut-il instaurer un marché secondaire des capacités réservées? Quid du stockage (ATS)?

19 Nouvelle tarification ATR GDF depuis janvier 2003 : Tarification entrée/sortie Système par zones (Nord, Sud, Est, Ouest) Terme applicable à la capacité souscrite en entrée (en /an par MWh/jour; de 67 à 92 ) Terme applicable à la capacité souscrite en sortie (en /an par MWh/jour ; de 208 à 392 ) Terme applicable à la quantité transitée en sortie (dépend du point de sortie) Terme de capacité de liaison entre zones (dépend de la liaison et du sens de parcours sur la liaison) Cela diminue l effet distance et favorise l émergence de hubs

20 La tarification du transit international d électricité Les problèmes de pancaking PAYS A Tarif double timbre-poste : -droit d injection -droit de soutirage Répartition des coûts : -consommateur = 100% -producteur = 0% flux de A vers B : exonéré de charges flux de B vers A : doublement taxé ( pancaking ) PAYS B Tarif double timbre-poste : -droit d injection -droit de soutirage Répartition des coûts : -consommateur = 0% -producteur = 100%

21 TROIS MODELES DANS L AMONT DE LA CHAINE «ELECTRICITE» I Le modèle du «pool obligatoire» Modèle anglais jusqu en avril 2001 Modèle californien jusqu à la crise de 2001 Modèle en vigueur dans le nord-est des USA, Pennsylvanie, New-Jersey, Maryland (PJM) Modèle en vigueur en Espagne (OMEL) Des contrats bilatéraux entre producteurs et consommateurs sont possibles (contrats pour différences) garantissant des prix stables (avec primes d assurances).

22 II Le modèle de la «bourse facultative» (modèle dominant qui a la faveur de Bruxelles) Modèle du NORDPOOL (Norvège, Suède, Finlande, Danemark) POWERNEXT en France EEX en Allemagne etc Les opérateurs peuvent librement choisir entre des contrats bilatéraux ou le recours au marché spot ( 30% de la consommation d électricité via le spot sur le Nordpool). III Le modèle des «transactions bilatérales pures» Pas de marché spot Chaque opérateur doit annoncer au gestionnaire du réseau en J-1 un programme équilibré pour le lendemain (cf. Grèce)

23 LES BOURSES EUROPEENNES

24 GESTION DES RISQUES (pour les opérateurs) risques au niveau de la demande (incertitude sur la part de marché) tendance à sous-investir et à privilégier des investissements à «délai de récupération des fonds investis» court risques liés à la volatilité des cours (prix de vente de l'électricité) recours aux instruments financiers dérivés risques pays liés aux contraintes politiques et culturelles locales risques liés à l'incertitude au niveau de la «régulation» (règle du jeu incertaine du fait des réformes institutionnelles)

25 Les risques sur les bourses de l électricité Limite technique à l ajustement de court terme : l électricité est non stockable (coordination avec le gestionnaire du réseau) Tensions entre l offre et la demande (explosion de la demande avec marges de capacité insuffisantes) : ajustement instantané des prix Californie janvier 2001: 7000 $/MWh Europe août 2003 : Powernext : 1000 /MWh Amsterdam : 2000 /MWh Incitation pour les opérateurs à manipuler les prix en organisant la pénurie sur les marchés (Californie)

26 DEUX CONCEPTIONS DE LA CONCURRENCE I Conception structuraliste (Ecole de Harvard) Dilution du pouvoir de marché des opérateurs (on fixe des parts de marché maximales) Rétrocession de capacités pour les opérateurs dominants. Eviter les positions dominantes Eviter la concentration surtout la concentration verticale II Conception industrielle (Ecole de Chicago) La concentration peut avoir des effets bénéfiques (baisses de coûts, élimination des opérateurs inefficaces) Rendre les marchés «contestables» c est-à-dire supprimer les barrières à l entrée (favoriser l arrivée des «entrants» qui évinceront les opérateurs peu efficaces) Lutter contre l abus de position dominante (stratégies de collusion, prédation, forclusion)

27 Pays Degré légal d ouverture fin 2002 ou début 2003 Nombre de fournisseurs dont part de marché >5% Allemagne 100% 3 Marché spot? Bourse facultative (EEX) Prix moyen du MWh sur le spot en 2002 en (1) Belgique 52% Espagne 100% 4 France 34% 1 Italie 45% 4 Royaume- Uni 100% 10 Suède 100% 3 Ouverture de la filière électrique en Europe Pool obligatoire (OMEL) Bourse facultative (Powernext) Bourse facultative (en cours) Bourse facultative (NETA) Bourse facultative (Nordpool) Péage ATR (transport) Timbre-poste (négocié) (2) Timbre-poste régulé Timbre-poste régulé Timbre-poste régulé Timbre-poste régulé Timbre-poste régulé Tarification zonale (1) Moyenne annuelle des prix d une fourniture plate de 24 heures (source: Platt s) (2) Mais le système sera prochainement abandonné au prix d un tarif régulé (3) PAPS = Premier Arrivé, Premier Servi Péage moyen en /MWh (moyenne tension) en Traitement des congestions transfrontalières (3) Enchères avec Danemark et Pays- Bas Enchères avec Pays-Bas et PAPS avec France Prorata avec Portugal, PAPS avec France Enchères avec RU, PAPS avec Allemagne, Belgique, Espagne et Italie 10 PAPS avec France et Suisse 10 à 15 Enchères avec France et Irlande 10 Market splitting avec Danemark, Finlande et Norvège Source : à partir des données de la Commission des Communautés Européennes SEC (2002) 1038

28 Ouverture de la filière gazière en Europe PAYS Degré légal d ouverture fin 2002 ou début 2003 Compagnies détenant au moins 5% du Gaz disponible (1) Péage ATR (transport) en 2003 Allemagne 100% 5 Distance (négocié) Belgique 59% 5 Distance (régulé) Espagne 100% 3 Timbre-poste (régulé) France 28% 2 Entrée-sortie (régulé) Italie 100% 5 Entrée-sortie (régulé) Royaume-Uni 100% 5 Entrée-sortie (régulé) Suède 47% 1 Timbre-poste (régulé) Péage moyen en /MWh (gros industriels) (2002) Traitement des congestions (2) 2 à 7,5 paps 1 à 2 paps 2 à 2,5 paps 2 à 5 paps 2 à 4 Prorata 1,5 à 3 Enchères 3,5 Pas de congestion Source : tableau construit à partir de données de la Commission Européenne SEC (2002) et Rapport J. SYROTA ) Gaz provenant de l importation ou de la production nationale (chiffres 2002) 2) paps = premier arrivé, premier servi

29 Implantations d EDF à l étranger (et projets) (Suède) (Allemagne) Ech 58% (Pologne) London Electricity 100% Graningue 36% EnBW 34% (Grande Bretagne) Sweb 100% Seaboard Motor Colombus 20% (Suisse) CESP EDF EPIC = 100% Etat ATEL 13% (Brésil) Light 88% Estag 25% (Autriche) Edenor 81% (Espagne) Hydrocantabrico via EnBW 59% Italenergia EDF (18%) + FIAT (40%) 97% (Italie) Montedison Demasz 50% Bert 89% Edasz 29% (Hongrie) (Argentine) (Côte d'ivoire) CIE met aux enchères 6000 MW (centrales virtuelles) ISE 30%

30 CHIFFRE D AFFAIRES 2002 (milliards US $, arrondis) PETRO-GAZIERS ELECTRICIENS ET GAZIERS EXXON-MOBIL 230 EON-RUHRGAS 93 ROYAL DUTCH SHELL 192 RWE 87 BRITISH PETROLEUM 169 SUEZ 49 TOTAL-FINA-ELF 107 EDF 48 TEXACO-CHEVRON 103 GDF 15 (sur la base 1 1 $)

31 Répartition du C.A. d EDF (2002) par zone géographique en 10 9 FRANCE 27,8 EDF-TRADING 7,2 ROYAUME-UNI 4,5 ITALIE 3,2 AMERIQUE LATINE 1,9 ALLEMAGNE 0,5 AUTRES 3,3 TOTAL 48,4 DETTE (fin 2002) 25,8 RESULTAT NET 0,48

32 ALLIANCESDESCOMPAGNIESD'ELECTRICITEENEUROPE (horsedf) ALLIANCES DES COMPAGNIES D'ELECTRICITE EN EUROPE (hors EDF) AIR LIQUIDE (F) Communication SPARK ENERGY (PB) rachat 40% EPON (PB) Mobiles 100% 100% POWERGEN (UK) East Midlands Elec.(UK) pétrole REPSOL (E) EDP Mobiles UMTS (F) ENDESA (E) IBERDROLA (E) 49% SUEZ (ELECTRABEL) (B) Energie du Rhône (F) 51% 51% HIDRO CANTABRICO (E) CNR (F) SNET (F) eau THAMES WATER (UK) Echec du projet rachat RWE (RWE +VEW) (A) gaz CENTRICA (UK) Capacités mises aux enchères EUROGEN ELETTROGEN INTERPOWER INFOSTRADA Mobiles E-ON (VEBA-VIAG) (A) ENEL (I) 51% SYDCKRAFT (S) RUHRGAS (A) fusion HEW BEWAG VEAG (A) VATTENFALL (S) 25% Centrales aux enchères EnBW (EDF) Projet Alliance effective rachetées par ENEL

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36 Les regroupements dans le secteur de l énergie Une vague sans précédent de fusions-acquisitions depuis une dizaine d années (nombre d opérations et valeur totale): dans l énergie, en Europe, une centaine d opérations significatives entre 1998 et Acheteur Cible Année Montant de l opération (milliards d ) London Electricity (EDF) Seeboard ,2 RWE Innogy ,5 E.ON Sydkraft ,1 E.ON Powergen ,5 Endesa Elettrogen ,7 EnBW / EDP / Cajastur Hidrocantabrico Enel Viesgo ,1 EDF EnBW (34 %) 2001 NA RWE VEW 2000 Environ 4 EDF London Electricity ,7

37 Parts de marché des principaux opérateurs bi-énergéticiens (électricité-gaz) en Europe (% des ventes, chiffres 2001) 30% 25% 20% 15% électricité (%) gaz (%) électricité+gaz (%) 10% 5% 0% EON EDF RWE CENTRICA ENEL ELECTRABEL ENDESA

38 LE DEVENIR DE LA DISTRIBUTION EDF Direction commerciale GDF Direction commerciale GRD électricité GRD Gaz naturel Opérateur commun OC En charge des consommateurs domestiques (non éligibles) jusqu'au 01/07/2007 En charge de la maintenance et des opérations communes des deux réseaux

39 Stratégies industrielles des acteurs Stratégies de regroupements : Fusions verticales avec un positionnement sur plusieurs segments de la chaîne énergétique (EDF/London Electricity, EON Ruhrgas): minimisation du risque (British Energy) Fusions horizontales sur les marchés énergétiques : recentrage sur le cœur de métier (Enel/Camuzzi) avec convergence gazélectricité: convergence de portefeuille (diversification des risques), convergence technique et convergence commerciale. fusions conglomérales (diversification): Enel/Infostrada, Centrica/Vodafone, Endesa/Union Fenosa/Telecom Italia (AUNA)

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