ANALYSE DE L UFC-QUE CHOISIR SUR LE PRIX DU GAZ

Transcription

1 ANALYSE DE L UFC-QUE CHOISIR SUR LE PRIX DU GAZ Conférence de presse du 24 novembre 2009

2 Le marché français du gaz 1. Le gaz est la principale source de chauffage Environ communes sont raccordées au réseau de gaz naturel. Cela représente moins d un tiers des communes mais donne accès au gaz à près de 80% de la population française car les zones les plus densément peuplées sont presque toutes desservies. En France, au 30 juin 2009, 11,5 millions de sites sont raccordés au gaz pour une consommation de 484 TWh. Le marché résidentiel représente 94% des sites (10,8 millions) mais seulement 28% du volume (135 TWh) 1. La consommation moyenne du segment résidentiel est de kwh/an. Quand les ménages sont chauffés au gaz, la consommation moyenne est de kwh et la facture moyenne est de 900 /an 2. En 2006, le montant total des dépenses en gaz naturel des ménages a été de 8,4 milliards d euros. En expansion continue depuis 1960, le gaz naturel est devenu en 2000 la principale source d énergie pour le chauffage. En 2006, 44% des ménages utilisaient le gaz pour le chauffage de leur résidence principale, 30% l électricité et 19% le fioul 3. En termes de dépenses, le gaz représente 33% des dépenses de chauffage en valeur, devant l électricité (30 %) et le fioul domestique (25 %) 4. Le prix des énergies fossiles a fortement augmenté ces dernières années mais elles restent compétitives par rapport à l électricité : Evolution du prix des énergies de chauffage Fioul Domestique Gaz Réseau (B1 - moy : kwh/an) Electricité (HC/HP - moy : kwh/an) Source : CRE 2 Source : Site DGEC. 890 si distribution par GrDF / si distribution par une ELD (Entreprise Locale de Distribution). 3 Source : Maîtrise d énergie - Chiffres Clefs 2007 ADEME Source : Pégase

3 La France importe la quasi-totalité de ses besoins en gaz naturel (plus de 97%), principalement par gazoduc (75%), mais le transport de gaz liquéfié (GNL) par méthanier se développe fortement (25%). L approvisionnement se fait à près de 90% par le biais de contrats de long terme indexés sur le prix du pétrole 5. L approvisionnement sur les marchés de gros (gré à gré et marché organisé) est limité mais est en cours de développement. 2. L ouverture du marché du gaz a) Le marché est ouvert à la concurrence pour les particuliers depuis le 1 er juillet 2007 L ouverture du marché du gaz s est faite progressivement. Elle a eu lieu pour les particuliers au 1 er juillet Depuis cette date, les consommateurs peuvent choisir de rester au tarif réglementé (proposé uniquement par Gaz de France puis par GDF-Suez depuis la fusion en juillet 2008), fixé par l Etat, ou exercer leur éligibilité et passer au tarif de marché auprès de GDF-Suez ou d opérateurs alternatifs. Une fois passé au tarif de marché, il est impossible de revenir en arrière (non réversibilité). Depuis janvier 2008, la règle a été assouplie : lors d un emménagement, il est possible d avoir accès au tarif réglementé pour un premier raccordement ou pour un logement précédemment occupé, quel que soit le choix qu avait fait le précédent occupant. En revanche, la réversibilité est maintenant possible pour l électricité (après une durée de 6 mois). L existence de deux modes de fonctionnement très proches sans être identiques ne se justifie pas par des considérations techniques et crée une grande confusion pour les consommateurs. Au 30 juin 2009, les concurrents nationaux de GDF-Suez pour la fourniture de gaz en France sont au nombre de 12. Ils ne sont que 4 à proposer du gaz à destination des particuliers sur l ensemble du territoire : EDF, Altergaz, Poweo et Direct Energie (source : CRE). A cette date, sur le marché résidentiel français, GDF-Suez possède 95% du marché, en nombre de sites. Le développement de la concurrence se poursuit avec une progression de plus de 1 point depuis décembre Sa suprématie est moins importante sur le marché industriel, ouvert depuis plus longtemps, puisqu il détient 85% du marché, mais sa progression stagne. GDF-Suez reste le principal fournisseur de gaz en France. L Etat détient 35% de son capital (il avait 80% de Gaz de France) et conserve une minorité de blocage. b) Une concurrence pas assez développée aux yeux de la commission européenne La France a été mise en demeure plusieurs fois par la commission européenne pour entrave à l ouverture du marché de l énergie. Cependant, la France n est pas seule, loin s en faut, à être pointée du doigt par la commission. En effet, le 25 juin 2009, elle a mis en demeure 25 des 27 pays de l UE (Malte et Chypre excepté) pour ne pas avoir respecté les dispositions des règlements applicables dans le domaine du gaz et de l électricité. Elle leur reproche de ne pas garantir une concurrence équitable dans l intérêt des consommateurs. 4 Enquête budget INSEE En 2008, les principaux pays fournisseurs ont été la Norvège (33%), les Pays-Bas (18%), l Algérie (17%) et la Russie (15%). 2

4 c) Un manque d information sur l ouverture du marché Tous les sondages réalisés depuis l ouverture du marché aux particuliers permettent d affirmer que la connaissance de l ouverture des marchés de l électricité et du gaz est très partielle. A titre d exemple, le sondage réalisé en septembre 2009 par LH2 pour Energie-Info nous informe qu un an et demi après l ouverture du marché : - Seulement 36% des particuliers savent qu ils peuvent changer de fournisseur de gaz et d électricité (ils étaient 31% fin 2007). Pourtant, ils se sentent globalement plutôt bien informés sur le sujet (62%). - De plus, les modalités de changement sont mal connues. Une personne sur 5 déclare connaître la marche à suivre. 3. Le prix du gaz à destination des particuliers Aujourd hui, en France, il existe des tarifs réglementés fixés par l Etat et des prix de marché, fixés librement par les fournisseurs. La majorité des pays de l UE27 appliquent des tarifs réglementés, que ce soit pour le gaz ou l électricité et que ce soit à destination des particuliers ou des entreprises. Par exemple, l Espagne et l Italie détiennent, eux aussi, des tarifs réglementés pour le gaz à destination des particuliers 6. En France, seul GDF-Suez peut (et doit) proposer les tarifs réglementés, fixés par l Etat. Au 30 juin 2009, 89,6% des sites résidentiels sont encore au tarif réglementé (67% sur le marché industriel). Sur les 10,4% de sites résidentiels passés au prix de marché, la moitié est passée chez un fournisseur alternatif (5,4%), l autre moitié est restée chez GDF-Suez (5%). On appelle "site" un poste terminal de distribution (en gros, un compteur) de particulier ou d'entreprise. Le nombre de sites chez un fournisseur alternatif est en augmentation : +1,5 point depuis 6 mois (3,9% le 31 décembre 2008), +3,5 points depuis un an (1,9% le 30 juin 2008). On constate que l ensemble des fournisseurs alternatifs fixent leurs prix par rapport au prix réglementé, qui constitue ainsi un aiguillon de la concurrence. Il existe également, depuis le 15 août 2008, un tarif social pour les clients particuliers disposant de faibles ressources : le tarif spécial de solidarité (TSS). Il a été décidé après les trois augmentations successives du tarif réglementé de Environ 1,1 million de foyers sont éligibles au TSS, mais environ la moitié des ayants droit n y ont pas encore accès, principalement en raison de problèmes d identification, en particulier pour les personnes ayant un chauffage au gaz collectif. 6 Rapport de mars 2009 sur l Etat d avancement de la création du marché intérieur du gaz et de l électricité de la commission des communautés européennes 3

5 Pour finir, il est à noter que le prix du gaz hors taxe à destination des ménages se chauffant au gaz en France est dans la moyenne européenne : Prix Gaz - consommateurs domestiques - en /GJ (Consommation comprise entre 20 GJ et 200 GJ) Roumanie Croatie Estonie Lituanie Bulgarie Hongrie Slovaquie Pologne Rép. tchèque Royaume-Uni Autriche Danemark Lettonie Hors Taxe Pays-Bas Italie France UE 27 TTC Espagne Slovénie Irlande Allemagne Belgique Portugal Suède Source : Eurostat (2 ème semestre 2008) En revanche, il est plus élevé pour les ménages n utilisant le gaz que pour la cuisson et l eau chaude (tarifs base et B0) : Prix gaz - consommateurs domestiques - en /GJ (Consommation < 20GJ) Roumanie Croatie Estonie Bulgarie Hongrie Lituanie Danemark Royaume-Uni Pologne Autriche Irlande Rép. tchèque Italie Hors Taxe Lettonie TTC Espagne UE 27 Slovénie Pays-Bas Portugal Suède Belgique Slovaquie Allemagne France Source : Eurostat (2 ème semestre 2008) Pour réaliser notre étude sur le prix du gaz, nous nous sommes appuyés sur une expertise indépendante confiée à Microeconomix. Le rapport de cette étude est disponible sur 4

6 Analyse du coût d approvisionnement Le coût d approvisionnement en gaz naturel représente 50% du prix total du gaz. Il intègre le coût de la matière mais également son transport jusqu à l entrée en France. Il se fait principalement par gazoduc mais le transport par bateau de gaz naturel liquéfié (GNL) se développe et atteint aujourd hui près de 25%. Les coûts de transport, hors frontière, ne sont pas publics mais on estime qu ils représentent environ 25% du coût d approvisionnement par gazoduc et 30% par méthanier. Il ne nous a pas été possible de réaliser une analyse plus fine sur ce point. L objectif de notre analyse est de comparer dans le temps l évolution du niveau du tarif réglementé à celui du coût d approvisionnement pour déterminer s il y a eu une hausse ou une baisse de la rentabilité liée au coût d approvisionnement. Avant cela, faisons un point sur les raisons de l indexation du prix du gaz naturel sur celui du pétrole car cette indexation rend le coût d approvisionnement en gaz très volatile. 1. L indexation du coût d approvisionnement gaz sur celui du pétrole est-elle vraiment justifiée? En France, l approvisionnement en gaz est à près de 90% réalisé par des contrats de long terme indexés sur le prix des produits pétroliers. Le prix d approvisionnement en gaz est donc très lié au prix du baril de pétrole. Le graphique suivant montre que le prix d approvisionnement en gaz suit le cours du Brent, avec une amplitude moindre et un décalage temporel (tant à la hausse qu à la baisse) déc-02 avr-03 août-03 déc-03 avr-04 août-04 déc-04 avr-05 août-05 déc-05 avr-06 août-06 déc-06 avr-07 août-07 déc-07 avr-08 5 août-08 déc-08 avr-09 août-09 Norvège [ /MWh] Algerie [ /MWh] Russie [ /MWh] Pétrole Brent [ /baril] Sources : CRE Insee (indice 100 en décembre 2002)

7 L indexation du prix du gaz sur celui du pétrole a d abord une raison historique. Au moment du développement de l énergie gaz en Europe, dans les années 60-70, le gaz était en concurrence directe avec les produits pétroliers, principalement le mazout. De plus, les pays exportateurs de gaz étaient (et sont toujours) aussi exportateurs de pétrole et n avaient pas intérêt à encourager la compétition entre les deux combustibles. Les contrats d approvisionnement gaz conclus à long terme ont donc été indexés sur le pétrole. Mais aujourd hui cette indexation n est plus tout à fait justifiée. Jusque dans les années 90, le gaz naturel était surtout utilisé pour le chauffage et la production de chaleur industrielle. Depuis, la part du gaz dans la production d électricité a fortement augmenté avec le développement des centrales combinées gaz. Dans ce domaine, le gaz se substitue davantage à l électricité nucléaire et au charbon. De plus, les réserves de gaz sont supérieures à celles de pétrole (20 ans de plus). Malgré cela, les marchés de long terme sont toujours indexés sur les produits pétroliers avec un décalage de quelques mois (3 en général). Le développement du GNL et des marchés spot devrait permettre, à terme, de créer un véritable prix de marché, moins corrélé de celui du pétrole. Actuellement, aux Etats-Unis, après la forte baisse de fin 2008, le prix du baril de pétrole a augmenté et a retrouvé son cours autour de $. En revanche, le prix du gaz a continué de chuter et reste relativement bas : Cela est dû à la récession économique mais également à l augmentation de la production de gaz aux Etats- Unis due à l exploitation récente du gaz de roche grâce au développement de nouvelles technologies. Même en Europe, sur le marché de gros en Grande Bretagne (NBP) -le plus développé -, le prix du gaz reste bas, malgré la remontée relative du prix des produits pétroliers. Il est donc plus faible que celui des contrats de long terme, indexés sur les produits pétroliers : 6

8 L Agence Internationale de l Energie a déclaré que la menace de surproduction et la variabilité des prix spot du GNL va inciter les pays européens et d Asie-Pacifique «à abandonner ou à réajuster le lien établi entre le prix du gaz et du pétrole dans les contrats de long terme». Tous ces éléments montrent que l indexation des contrats de long terme sur les produits pétroliers n est plus tout à fait légitime. Elle est, de plus, pénalisante pour les consommateurs car l augmentation du prix du pétrole est inévitable (appauvrissement des ressources plus rapide que pour le gaz) et il est, de plus, très volatile (rôle de l Opep pour limiter la production et jouer sur les prix, influence politique, spéculation, ). Aux Etats-Unis et au Royaume-Uni, les contrats de long terme gaz sont indexés sur le prix spot du gaz et non plus sur les produits pétroliers. Par conséquent, il nous semble que les contrats de long terme devraient évoluer pour ne plus être uniquement indexés sur le prix des produits pétroliers. Cette évolution nécessaire est du ressort des négociations entre les producteurs de gaz et les fournisseurs importateurs, en particulier GDF-Suez, dont l Etat est le principal actionnaire. Aujourd hui, en France, 90% de l approvisionnement en gaz se fait par le biais de long terme indexés sur les produits pétroliers. Cette indexation historique n est plus entièrement justifiée et elle pénalise les consommateurs car les produits pétroliers sont dans une tendance haussière importante et ils sont très volatiles. Le mode d indexation des contrats de long terme doit évoluer pour ne plus prendre en compte uniquement le prix des produits pétroliers. Ils pourraient intégrer également le prix spot du gaz. 2. GDF-Suez déclare des pertes dues au niveau des tarifs réglementés GDF-Suez, dans chacun de ses rapports annuels, affirme que le niveau des tarifs réglementés génère des pertes presque chaque année car l ajustement du coût d approvisionnement est insuffisant. Il estime le montant des pertes cumulées depuis 2004 à 1,6 milliard : Pertes ou gains estimés par GDF-Suez Année en raison de l'évolution des tarifs administrés au regard de l'évolution des coûts d'approvisionnement M M M M M Total M Ces chiffres sont issus d une décomposition opérée par GDF-Suez suivant une comptabilité analytique qu il n est pas possible de vérifier à partir des comptes publics et qui n est pas auditée par les commissaires aux comptes. GDF-Suez a également présenté des estimations de ses pertes présumées au conseil de la concurrence (suite à une saisine du conseil d Etat à propos des tarifs de vente du gaz naturel en distribution publique). Elles sont du même ordre de grandeur même si elles sont plus limitées (118 M en 2004 et 323 M en 2005). Elles ont été validées par ce dernier. GDF-Suez annonce 363 M de perte pour le 1er trimestre 2009 et déclare «avoir pu couvrir ses coûts au deuxième trimestre, la baisse des coûts d'approvisionnement ayant plus que compensé la baisse des tarifs du gaz de 11,3% au 1er avril». Mais le groupe estime que seulement 50% à 65% de «ses pertes» du 1 er trimestre seront récupérées d ici la fin de l année. 7

9 En réalité, le «rattrapage», commencé au second trimestre, va se poursuivre aux troisième et quatrième trimestres. En effet, en juillet dernier, l application de la formule d indexation du coût d approvisionnement aurait dû conduire à une baisse du tarif d environ 10% qui n a pas eu lieu. Elle n a pas non plus eu lieu au 1 er octobre même si l application de la formule aurait, à cette date, conduit à une baisse de 4%. 3. Le coût d approvisionnement de GDF-Suez GDF-Suez établit des contrats avec les producteurs de gaz étrangers pour assurer les approvisionnements en gaz naturel de ses clients en France. Les contrats sont signés à long terme pour garantir la sécurité d'approvisionnement. Dans ces contrats de long terme, le prix du gaz acheté est indexé sur le prix des produits pétroliers et sur la parité euro/dollar afin de tenir compte des effets de change. Dans la détermination des tarifs réglementés, pour estimer les coûts d approvisionnement de GDF-Suez, une formule de lissage dite «6-1-3» est appliquée : - «6» car le calcul de l évolution des coûts d approvisionnement est réalisé à partir de la moyenne des cours des produits pétroliers de référence et du taux de change /$ sur une période de six mois. - «1» car la période de référence de 6 mois pour le lissage se termine un mois avant la date du mouvement tarifaire. - «3» car l évolution tarifaire, si elle a lieu, est appliquée pour le trimestre suivant. A titre d exemple, un mouvement au 1er avril répercute le cours moyen des produits pétroliers de référence des mois de septembre à février, comme illustré par le tableau suivant : Les évolutions tarifaires liées au coût d approvisionnement tiennent compte de la moyenne des produits pétroliers 7 à 2 mois auparavant. L application de l évolution tarifaire due à l évolution des coûts d approvisionnement n est pas systématique et est soumise à la décision de l Etat. Chaque mouvement tarifaire génère un grand nombre de litiges liés aux estimations de consommation réalisées par GDF-Suez avant et après le mouvement tarifaire. GDF-Suez élabore une formule permettant d estimer ses coûts d approvisionnement à partir de ses différents contrats de long terme. Elle fournit à la CRE cette formule ainsi que les éléments concernant ses contrats pour la valider. En 2008, GDF-Suez a modifié sa formule d indexation pour intégrer la valeur du baril de pétrole Brent (auparavant seuls les cours du fioul domestique et lourd étaient pris en compte). L audit de la CRE a conclu que la formule reflète bien les variations de coûts d approvisionnement de GDF-Suez de 2006 à septembre 2008 mais qu elle surévalue légèrement le coût d approvisionnement. La publication d informations concernant le coût d approvisionnement en gaz naturel de GDF-Suez par le biais de ses contrats de long terme indexés sur le cours des produits pétroliers est très récente. Elle date d avril 2009 et elle concerne l évolution du coût d approvisionnement et non son niveau en absolu pour ne pas donner d indications aux concurrents de GDF-Suez car ces données sont couvertes par le secret en matière industrielle et commerciale (selon un avis de la CRE du 15 janvier 2009). 8

10 La formule utilisée jusqu en 2008 n a jamais été publiée. Les associations de consommateurs et un certain nombre d experts ont demandé avec insistance la publication de cette formule mais c est la forte augmentation du prix d approvisionnement du gaz en 2008 qui l a rendue inéluctable. C est la nouvelle formule élaborée en 2008 qui a finalement été publiée en avril La nouvelle formule a été appliquée à partir de janvier 2009 et rendue publique en avril : Evolution du coût d approvisionnement (en / MWh) = 1,3107 x Evolution du cours du dollar (en / $) + 0,01988 x Evolution du cours du fioul domestique (en / t) + 0,02652 x Evolution du cours du fioul lourd (en / t) + 0,06206 x Evolution du cours du Brent (en / baril) 4. Sur la durée, les variations des tarifs réglementés suivent celles du coût d approvisionnement L objectif de notre analyse est de déterminer s il y a eu, au fil du temps, une hausse ou une baisse de la marge des tarifs réglementés liée au coût d approvisionnement. L analyse est réalisée sur les évolutions dues à l approvisionnement uniquement, toutes choses égales par ailleurs, c'est-à-dire sans tenir compte des évolutions liées à l acheminement. Afin d estimer les évolutions des coûts d approvisionnement de GDF-Suez, nous utilisons la formule d indexation publiée par la CRE. Nous n avons pas d éléments nous permettant de valider ou non cette formule mais c est le meilleur indicateur que nous ayons. Il nous parait plus fiable que la simple comparaison au cours Brent. La formule a été validée par la CRE sur la période uniquement. Pour les années précédentes, nous ne savons pas si elle reflète bien les coûts d approvisionnement. L analyse commence en janvier Les écarts sont donc réalisés en comparaison à cette date, considérée ici comme le point 0. Les gains ou les pertes sont en fait des augmentations ou des baisses de marge par rapport à cette date. Le tableau suivant récapitule les évolutions des tarifs réglementés dues aux évolutions du prix de la matière depuis 2003 : Période Variation de tarif appliqué en c /kwh (matière uniquement) Mai ,1220 Novembre ,2790 Novembre ,1500 Juillet , Septembre , Novembre ,4450 Mai ,2200 Janvier ,1730 Avril ,2640 Août ,2370 Avril ,7730 Sources : CRE Précision technique : seules les évolutions du tarif réglementé dues au prix de la matière sont prises en compte. Les hausses dues à l acheminement ne sont pas considérées car on ne s intéresse ici qu au poste «approvisionnement», toutes choses égales par ailleurs. 7 Hausse de 0,02 c /kwh, correspondant au rattrapage en niveau. 8 Hausse de 0,09 c /kwh, correspondant au rattrapage en niveau. 9

11 Le graphique suivant présente les variations mensuelles du tarif réglementé (dues à l évolution du coût de la matière première uniquement) et les variations qui auraient eu lieu avec une application stricte de la formule d indexation de la CRE : Source : Microeconomix Les variations cumulées depuis 2003 sont présentées ci-après : Source : Microeconomix Les ventes de gaz aux consommateurs résidentiels sont variables au long de l année. Un prix élevé en hiver est plus pénalisant pour le client qu un prix élevé en été car les volumes de consommation sont plus élevés. Par conséquent, pour déterminer les marges, nous avons tenu compte de la saisonnalité des volumes. Ainsi, les variations des marges sont calculées comme la différence entre l évolution des tarifs réglementés (part matière) et l évolution du coût unitaire d approvisionnement (donné par la formule), multipliée par le volume de gaz consommé. 10

12 Le graphique suivant présente les variations mensuelles de l'impact global sur la marge de GDF-Suez des écarts entre l'évolution des tarifs réglementés (due aux évolutions de l approvisionnement) et celle des coûts d'approvisionnement réels : Source : Microeconomix GDF-Suez subit une diminution de marge importante entre 2004 et 2007 (en moyenne 25 M par mois mais avec des pics de 40 M à 80 M par mois en hiver). GDF-Suez est en revanche gagnant tout au long de l année 2007 (en moyenne 16 M / mois). Pendant la première partie de l année 2008, GDF-Suez est faiblement gagnant mais devient fortement déficitaire au cours du quatrième trimestre, pour un montant évalué à 88 M /mois. En 2009, la baisse des coûts d'approvisionnement et l'absence d'évolution des tarifs réglementés conduisent à une diminution de l'écart, qui reste cependant négatif jusqu'en mars A partir d avril 2009, GDF-Suez est gagnant. L'étape suivante consiste à regarder si les décalages mensuels se compensent sur l ensemble de la période étudiée. Le graphique suivant présente les écarts cumulés entre les variations des tarifs réglementés effectivement appliquées (part «matière») et les variations des tarifs qui auraient résulté d'une application stricte des formules d'indexation : 11 Source : Microeconomix

13 En prenant comme «point 0» janvier 2003, la marge a fortement baissé en 2004 et en La marge a continué à baisser dans le courant de l année 2006 pour ré-augmenter en Les pertes cumulées sur l'année 2006 sont ainsi compensées par les gains sur l'année La marge est stable au début de l année 2008 (les augmentations de tarif ont compensé l augmentation du coût d approvisionnement) puis des pertes importantes sont observées durant le dernier trimestre. Au mois d'avril 2009, la perte cumulée est maximum. Depuis, la non application de la formule d indexation en juillet et en octobre, va permettre à GDF-Suez de compenser ses pertes de Si l on considère que le système tarifaire était à l équilibre en 2003, entre 2003 et 2008, on constate une baisse de marge liée au coût d approvisionnement de 948 M, en particulier entre 2003 et 2005 mais plus limitée qu annoncée par GDF-Suez. De plus, il s agit pour nous d une baisse de marge et pas nécessairement de «pertes» : Année Estimation de la variation de marge liée aux coûts d approvisionnement par rapport à 2003 Gains / Pertes avancés par GDF-Suez M M M M M M M + 84 M M M Total M M Il faut cependant analyser ces chiffres avec précaution. En effet : Source : Microeconomix - La formule d estimation du coût d approvisionnement à partir du prix des produits pétroliers n a été validée par la CRE que sur la période Avant, il n est pas certain qu elle reflète bien le coût d approvisionnement. - Les «pertes» estimées sont en réalité des baisses de marge par rapport à 2003, le point 0 de notre analyse. - Dans ces estimations, seules les variations de marge dues au coût d approvisionnement sont prises en compte. La marge des autres postes est supposée constante. GDF-Suez ne publie pas de comptes concernant la vente de gaz au tarif réglementé. Il annonce des pertes sans possibilité de vérifier les chiffres avancés. Notre analyse montre effectivement une baisse de marge liée au coût d approvisionnement depuis 2003, en particulier entre 2003 et 2005 mais plus limitée qu annoncée par GDF-Suez. Depuis juillet 2005, date d application de la formule de lissage «6-3-1», l état n applique pas la formule d indexation systématiquement : c est parfois à l avantage du consommateur, parfois à l avantage de GDF- Suez, mais globalement, l ajustement a lieu sur la durée. Nous constatons également un manque de pédagogie pour expliquer l effet retard dû au lissage du prix du pétrole sur 6 mois ainsi que sur la décision ou non de réviser le tarif. Pour une meilleure transparence et information, nous demandons à la CRE de publier : - un suivi trimestriel de l écart entre le niveau du tarif réglementé et le niveau qu il aurait avec la stricte application de la formule d indexation du coût d approvisionnement, - un bilan annuel des écarts, prenant en compte les volumes de consommation mensuels. Dans ce chapitre, nous avons isolé le coût d approvisionnement. Analysons maintenant les autres éléments constituant le prix total du gaz. 12

14 Analyse du coût du gaz hors approvisionnement Il y a un fort manque de transparence et de pédagogie sur l ajustement du tarif réglementé au coût d approvisionnement mais finalement, il nous parait correct, voire à l avantage du consommateur. Nous allons maintenant analyser les autres postes de coûts car ils ne sont pas négligeables. En effet, le prix du gaz se décompose de la façon suivante : Source : MEEDAT - DGEC, 22/05/2009 Le coût d approvisionnement en gaz naturel est très volatile ; en revanche, le coût hors matière 1 ère a une évolution lente. L analyse des coûts hors approvisionnement est difficile car il existe une forte opacité et un manque de données publiques. Cette analyse nous a conduits à un certain nombre de critiques et surtout des demandes d éclaircissements à formuler auprès de la CRE. Le transport et la distribution sont des activités régulées. Les conditions d accès au réseau doivent être non discriminatoires et les tarifs sont fixés par les pouvoirs publics sur proposition de la Commission de Régulation de l Energie (CRE). En revanche, le stockage et la commercialisation ne sont pas régulés. Le stockage est une activité à accès négocié. Le prix est fixé librement par les opérateurs mais il ne doit pas y avoir de discrimination d accès pour les tiers. La branche Infrastructure de GDF-Suez est en charge de l acheminement (transport, stockage et distribution). Cette branche génère en 2007 et 2008 un ratio Excédent Brut d Exploitation sur Chiffre d Affaires de plus de 50% 9. Même si des investissements sont nécessaires et importants pour ce type de prestation, cela laisse présager une profitabilité conséquente. Par ailleurs, il est important d avoir à l esprit que Jean-Louis Borloo, dans sa feuille de route issue du Grenelle de l Environnement pour les infrastructures énergétiques de la France a déclaré : «Dans le domaine du gaz naturel, les enjeux de sécurité d approvisionnement rendent nécessaire l accélération des investissements dans le domaine du transport, du stockage, et des terminaux méthaniers.» 9 EBE : 2,9 Mds en 2008, 2,8 Mds en 2007 / CA : 5,5 Mds en 2008, 5,1 Mds en

15 1. Le coût de transport (10% du coût total) Il s agit du transport du gaz sur le territoire français uniquement. L acheminement depuis les pays producteurs par gazoduc ou par méthanier est inclus dans le prix d approvisionnement. Le transport du gaz est réalisé par GRTGaz (filiale de GDF-Suez créée en 2008) et TIGF (filiale de Total). Chacun des deux opérateurs dispose d'infrastructures qui le placent en position de "monopole naturel" sur son périmètre géographique : le sud-ouest pour TIGF (6000 km de réseau) et l ensemble du reste de la France pour GRTGaz ( km de réseau). En France, la loi du 9 août 2004 régit le transport de gaz naturel. Cette loi prévoit des obligations de service public pour le transporteur mais exige également la neutralité et la transparence nécessaires pour favoriser la concurrence entre opérateurs gaziers : Le transporteur doit garantir que son réseau peut faire face à une augmentation des capacités transportées, lors de pointes de froid inhabituelles. Cette obligation de service public conditionne en partie les investissements à effectuer sur le réseau. Le transporteur doit agir de manière non discriminatoire vis-à-vis de ses clients afin de favoriser la concurrence. Au niveau européen, dans le troisième paquet Energie signé en avril 2009 pour achever la libéralisation de ce secteur, il était au départ envisagé une «séparation de propriété» complète entre les activités de réseau (tels le transport et la distribution) et les activités de fourniture. Mais les pays ayant des opérateurs verticalement intégrés, comme la France et l Allemagne, ont fait pression pour assouplir cette règle. La possibilité a finalement été laissée de transformer les gestionnaires de réseaux en société anonyme au sein desquelles sont créés une gestion et un conseil d administration séparés afin de limiter l influence de la société mère. C est le choix qui a été retenu en France avec la création de filiale GRTGaz pour le transport (et GRDF pour la distribution). Aucune information n a été trouvée concernant les comptes de TIGF. Dans les comptes de Gaz de France, le transport est regroupé avec le stockage. Ils montrent une augmentation du chiffre d affaires de près de 30% entre 2003 et 2007 alors que les quantités transportées stagnent : Transport et stockage (millions d ) Quantités transportées (TWh) Source : Gaz de France GRTGaz, la filiale de GDF-Suez chargée du transport, a obtenu un taux de résultat net de 10% en 2007 et 9% en 2008 (le ratio EBE/CA était respectivement de 53% et 50%) 10. C est un taux habituel dans la vie économique. Cependant, pour ce type d activité où il n y a pas de risque commercial (situation de monopole sur le territoire géré), c est un taux que l on considère comme assez élevé. Les tarifs d'accès au réseau de transport sont régulés et fixés par l'etat sur proposition de la CRE. Le tarif réglementé dépend de l évolution des coûts supportés par le gestionnaire de réseau qui déterminent la rémunération autorisée. La rémunération autorisée correspond au revenu nécessaire au transporteur pour couvrir les charges d exploitation et les charges de capital. 10 CA : M en 2008 et M en 2007 / EBE : 733 M en 2008, 730 M en 2007 / Résultat net : 135 M en 2008 et 145 M en Données présentées dans le rapport annuel Elles concernent l activité transport uniquement même si GRTGaz était également en charge de l activité stockage jusqu à fin

16 Le tableau suivant synthétise l évolution du revenu autorisé pour GRTGaz de 2005 à 2012 : M ATRT2 ATRT3 ATRT / / Charges de capital (a) Charges d'exploitation (b) Année précédente * (IPC + 1,1%) CRCP (Compte de régularisation des Charges et des Produits) (c) Revenu autorisé = (a)+(b)+(c) Source : CRE Le calcul des charges de capital suppose la délimitation et l estimation de la Base d Actifs Régulés (BAR). Plus le capital engagé (la BAR) pour fournir les services de transport est important, plus les charges du capital sont élevées, toutes choses égales par ailleurs. La BAR augmente avec les investissements et diminue avec les amortissements : M ATRT2 ATRT3 ATRT / / Base d actifs Régulés au 1 er janvier (1) Investissements (2) Amortissements (3) Réévaluation (4) (inflation estimée à 2% par an) BAR au 31 décembre = (1)+(2)+(3)+(4) Source : CRE Les investissements sur les réseaux de transport sont de deux types : d'une part, les investissements de remplacement des infrastructures lorsqu'elles deviennent obsolètes, d'autre part, les investissements nécessaires pour augmenter les capacités du système de transport (ou diminuer certains coûts d exploitation). Un taux de rémunération des capitaux engagés s applique sur la base d actifs régulés pour déterminer les charges de capital. Pour inciter les gestionnaires de réseau de transport à réaliser les investissements stratégiques, des taux de rémunérations majorés sont appliqués sur certains types d investissements (création de nouveaux points d entrée sur le réseau national ou investissements permettant de diminuer la congestion du réseau) dont le coût n est pas totalement compensé par les souscriptions supplémentaires de capacités : M ATRT2 ATRT3 ATRT / / Coût Moyen Pondéré du Capital 7,75% 7,25% 7,25% Rémunération des actifs avant ,75% 7,25% 7,25% Rémunération des actifs après % 8,5% 7,25% Rémunération majorée des nouveaux investissements 12% 11,5% 11,5% Source : CRE 11 Un nouveau cadre tarifaire est entré en application au 1er janvier 2009 : l ATRT 4 (Tarif d'accès des Tiers aux Réseaux de Transports) pour une période de 4 ans afin de donner de la visibilité aux différents acteurs du marché. 12 Un nouveau cadre tarifaire est entré en application au 1er janvier 2009 : l ATRT 4 (Tarif d'accès des Tiers aux Réseaux de Transports) pour une période de 4 ans afin de donner de la visibilité aux différents acteurs du marché. 13 Un nouveau cadre tarifaire est entré en application au 1er janvier 2009 : l ATRT 4 (Tarif d'accès des Tiers aux Réseaux de Transports) pour une période de 4 ans afin de donner de la visibilité aux différents acteurs du marché. 15

17 Le montant des charges d exploitation inclut : - les dépenses nécessaires à la gestion et à la maintenance du réseau, y compris les dépenses de consommation de gaz pour le fonctionnement des installations ; - les frais de gestion et les dépenses de recherche et de développement. Les charges d exploitation sont estimées sur la base des budgets prévisionnels présentés par les gestionnaires de réseau à l occasion des révisions tarifaires. Les augmentations du revenu autorisé pour GRTGaz dans le nouveau cadre tarifaire (ATRT4) sont importantes : +8% en 2009, +5% en 2010, +4% en 2011 et +2% en Les hausses sont principalement liées à trois facteurs : un important programme d investissements mené par les transporteurs ; les effets d'une nouvelle réglementation en matière de sécurité sur les coûts d exploitation et de maintenance des réseaux ; la hausse des coûts de l énergie nécessaire au fonctionnement des réseaux. Les investissements ont pour objectif une augmentation des capacités de transport (en particulier pour la connexion de nouvelles centrales à cycle combiné et de nouveaux terminaux GNL) et une amélioration de la fluidité du réseau entre les zones. Après analyse du revenu autorisé pour GRTGaz, nous avons plusieurs critiques ou questionnements. Tout d abord, le taux de rémunération des actifs est passé en 2007 de 7,75% à 7,25%. Malgré cette baisse, c est un taux élevé comparé aux autres pays d après une étude commandée par la CRE à un consultant externe. En effet, il est au-dessus de la valeur médiane de 6,3% (la fourchette observée dans 8 pays est comprise entre 4,7% et 8,2%). Dans une étude interne de la CRE, ce taux médian est même estimé à 5,7%. Une baisse du taux de rémunération des actifs nous parait souhaitable. Un alignement sur celui des autres pays entrainerait une baisse de revenu autorisé de 50 millions d euros, soit une baisse de 4%. L augmentation du revenu autorisé liée à la réalisation d investissements est justifiée, en revanche, l augmentation des coûts d exploitation de 6% en 2007, 8% en 2009 et de l inflation, +1,1% pour les années suivantes, est davantage sujette à discussion : - Un facteur important de l augmentation des coûts d exploitation est l augmentation du coût de l énergie nécessaire pour le fonctionnement du réseau de transport. Le montant de ce poste pour GRTGaz a été estimé pour les années 2005, 2007 et 2009 respectivement à 73 M, 93 M et 131 M. Ces montants en forte hausse (27% entre 2005 et 2007, 41% entre 2007 et 2009) représentent une partie non négligeable des charges totales d exploitation (respectivement 14%, 17% et 22%). Cette hausse est globalement conforme entre 2005 et 2007 mais surévaluée entre 2007 et De plus, pour contenir les coûts d exploitation, il est également nécessaire de réaliser des gains de productivité. Pour inciter GRTGaz à réaliser des gains de productivité sur les charges d exploitation maitrisables, la CRE a décidé que GRTGaz conserverait 50% des gains. C est une incitation légère. Pour la distribution du gaz, un effort de productivité annuel de 2,7% a été demandé par la CRE sur les charges d exploitation maîtrisables par la CRE. Les gains ne sont conservés par le gestionnaire qu au-delà de ce seuil. Une mesure semblable pourrait être envisagée pour l activité Transport. Pour finir, la CRE a souligné dans son rapport d activité que les groupes intégrés interviennent trop dans la gestion du réseau. Les terminaux méthaniers assurent la réception et la transformation du Gaz Naturel Liquéfié importé. Cette activité est réalisée par Solengy, une filiale de GDF-Suez qui détient les 2 terminaux en activité. Elle est également régulée. Nous n avons pas fait d analyse spécifique sur cette activité. 14 Nous ne savons pas si ce poste est bien actualisé dans le Compte de régularisation des Charges et des Produits. 16

18 Conclusion sur le coût de transport : - Concernant les charges d exploitation : on peut souhaiter un meilleur contrôle des charges d exploitation maitrisables, avec un effort de productivité sur cette activité, comparable à celui demandé pour la distribution. - Concernant les investissements : - Baisser le taux de rémunération des actifs à 6,3% (au lieu de 7,25% actuellement) pour être en ligne avec la moyenne des autres pays européens. - Pour réaliser les investissements stratégiques, donner plus de poids au PIP Gaz (Plan Indicatif Pluriannuel des Investissements) qui aurait un rôle contraignant et non plus uniquement indicatif. - Concernant le manque de transparence : les comptes analytiques fournis par les gestionnaires sur cette activité régulée (donc non soumise à concurrence) à la CRE ne sont pas publics. 2. Le coût de stockage (7% du coût total) Le stockage joue un rôle stratégique majeur en assurant un niveau de fourniture qui représente aujourd hui en France près de 30% de la consommation annuelle de gaz. Il a un rôle majeur en cas de crise d approvisionnement comme cela a été le cas avec la Russie en janvier dernier. En dehors de ces périodes critiques, il joue un rôle de modulation saisonnière en permettant de répondre aux fortes consommations de pointe. Et au niveau purement commercial, il permet d exploiter les différentiels de prix en fonction de la période, avec un déstockage au moment où le gaz est cher et un stockage au moment où les prix baissent. La loi n du 3 janvier 2003 relative aux marc hés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie confère aux fournisseurs autorisés un droit d'accès aux capacités de stockage et définit les conditions dans lesquelles cet accès ne peut être refusé (article 6). La directive européenne du 26 juin 2003 a laissé le choix aux Etats membres entre un accès régulé et un accès négocié aux stockages souterrains. En Europe, la Belgique, l Espagne et l Italie ont fait le choix d un accès régulé. Avec la loi du 9 août 2004, le législateur français a choisi l accès négocié. Une capacité de stockage de base est réservée aux fournisseurs détenteurs d'un portefeuille effectif de clients finals. Etant donné qu il s agit d un accès négocié et non régulé, les tarifs et les conditions générales d utilisation des stockages sont librement fixés par les opérateurs. De même, les investissements en infrastructure de stockage sont du ressort des opérateurs gaziers bien qu il s agisse d un élément crucial pour garantir la sécurité d approvisionnement. La capacité de stockage actuelle est de 133 TWh. Elle est partagée par Storengy (79%) et TIGF (21%). 17

19 La capacité de stockage en France est élevée comparée à d autres pays européens non producteurs : Source : Ministère de l'économie, des Finances et de l'industrie, DGEMP, 2006 Le volume de stockage représente près de 30% du total de volume annuel de consommation. Mais le volume de stockage offert est au même niveau depuis plus de 15 ans. Il n y a pas de nouveaux sites de stockage depuis En revanche, les prix libres pratiqués par les opérateurs ont fortement augmenté entre 2006 et 2008 (+24% pour TIGF et +19% pour Storengy). Malgré ces augmentations, toutes les capacités de stockage ont été allouées. De plus, le mode de calcul de ces prix reste opaque et leur évolution future difficilement prévisible. Cela montre que le maintien de capacités de stockage au même niveau permet une augmentation de la marge. C est avantageux pour les opérateurs. En revanche, c est très dommageable pour la sécurité d approvisionnement. Des augmentations de la capacité de stockage sont prévues dans les années à venir mais la durée de développement de nouveaux projets est longue (15 à 20 ans). Nous n avons trouvé aucune information sur la rentabilité de l activité stockage dans les documents publiés par GDF-Suez et TIGF. En effet, les informations concernant cette activité sont regroupées avec le transport. Cependant, si nous mettons en regard les résultats transport/stockage de GDF-Suez et les résultats transport de sa filiale GRTGaz, cela laisse présumer une rentabilité encore plus élevée pour le stockage que pour le transport. En effet, les chiffres de GDF-Suez concernant le transport/stockage font apparaître un ratio Excédent brut d exploitation sur Chiffre d affaires de l ordre de 60% : En millions d CA Transport et Stockage EBE Transport et Stockage Ratio EBE /CA 60% 58% 62% Sources : GDF-SUEZ 18

20 Et les chiffres concernant uniquement le transport de sa filiale GRTGaz, laissent apparaître un taux de résultat net de l ordre de 10% et un ratio EBE/CA de 50% 15 : En millions d CA Transport (GRTGaz) EBE Transport (GRTGaz) Ratio EBE /CA 53% 50% Résultat Net Ratio Résultat Net / CA 11% 9% Sources : GRTGaz La mise en parallèle des deux tableaux précédents laisse apparaître un ratio EBE/CA pour l activité Stockage supérieur à 60% et une rentabilité encore plus élevée que pour le transport. En 2006, Altergaz avait fait état à la CRE d un différend avec GDF-Suez sur les volumes d accès au stockage. Celui-ci n a pas été jugé recevable par la CRE. Elle est cependant le signe d une difficulté d accès aux capacités ou, au moins, d une nécessité d une plus grande capacité de stockage. Conclusions sur le stockage : - Il n y a pas publication de comptes spécifiques pour la partie stockage, ni pour GDF-Suez, ni pour Total. Cet état de fait limite notre capacité d investigation. - Le stockage est un élément clef de la sécurité d approvisionnement en termes de volume mais également en termes de niveau de prix ; dans cette perspective, il est nécessaire d augmenter ses capacités. - L entretien d une capacité de stockage limitée permet aux opérateurs de fixer des coûts d accès élevés (en forte augmentation). C est une aubaine pour rentabiliser les infrastructures existantes des opérateurs de stockage. En revanche, elle représente un risque en cas de crise d approvisionnement. - Nous demandons la mise en place d un accès régulé et non plus négocié pour le stockage. La régulation par l Etat aura un double rôle : maîtriser le niveau de prix du stockage et mettre en place une régulation incitative à la réalisation d investissements pour augmenter les capacités de stockage. 3. Le coût de distribution (25% du coût total) L activité de distribution constitue le prolongement du transport. Elle consiste à acheminer le gaz naturel depuis le réseau de transport régional vers les sites de consommation finale. Les réseaux de distribution sont de plus petites sections que les réseaux de transport principal et régional et couvrent en France plus de km (soit plus de cinq fois la longueur du réseau de transport). En France, les réseaux de distribution appartiennent de droit aux collectivités locales, qui en concèdent l exploitation à des distributeurs chargés d assurer le service public de distribution de gaz naturel. Il existe aujourd hui trois types de distributeurs : GDF-Suez, via sa filiale GrDF, le distributeur historique, à qui est concédée 96% des réseaux de distribution en France ; 17 distributeurs non nationalisés historiques et 5 nouveaux distributeurs alternatifs. 15 Données présentées dans le rapport annuel Elles concernent l activité transport uniquement même si GRTGaz était également en charge de l activité stockage jusqu à fin

21 La distribution du gaz naturel en France est assurée par des monopoles locaux (un par zone territoriale). Les chiffres de GDF-Suez présentés dans le tableau ci-dessous font apparaître un ratio Excédent Brut d Exploitation sur Chiffre d Affaires (EBE / CA) de 42% : En millions d CA Distribution EBE Distribution n.d. n.d Quantités distribuées (TWh) Source : GDF-SUEZ A l'instar du transport, la distribution de gaz en France est régulée. Le niveau et l évolution du tarif réglementé de la distribution dépendent de l évolution des coûts supportés par le gestionnaire de réseau, qui déterminent la rémunération autorisée. Cette dernière doit couvrir pour chaque gestionnaire de réseau l ensemble des coûts engagés dans le but d'assurer le service (charges d exploitation et charges du capital). Le tableau suivant synthétise l évolution du revenu autorisé pour l activité de distribution de GrDF de 2006 à 2012 : M 2006/ Charges de capital Charges d'exploitation Revenu autorisé Prévision de volume distribué Source : CRE Le revenu autorisé a augmenté de 5,6 % en euros courants entre 2006/2007 et 2008, puis il augmente plus faiblement entre 2009 et Les facteurs principaux de l évolution du revenu autorisé sont : - Pour 2008, l'importante augmentation des charges d exploitation, - Pour les années suivantes, l augmentation de charges de capital liées à la réalisation de nouveaux investissements. Un nouveau cadre tarifaire est entré en vigueur le 1 er juillet 2008 pour 4 ans. Les évolutions au 1 er juillet de chaque année de la rémunération autorisée prennent en compte l inflation, ainsi qu un effort de productivité annuel de 1,3%. Cet objectif de productivité de 1,3% est équivalent à un objectif de productivité de 2,7% sur les charges d exploitation maîtrisables de l opérateur. Les gains de productivité supplémentaires que GrDF pourrait réaliser au-delà de l objectif de 2,7% seront déterminés sur les trois années calendaires 2009, 2010 et En fin de période tarifaire, GrDF conservera 40% des gains réalisés, les 60% restants venant en déduction de l évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. Le calcul des charges de capital suppose la délimitation et l estimation de la Base d Actifs Régulés (BAR). Plus le capital engagé (la BAR) pour fournir les services de distribution est important, plus les charges du capital sont élevées, toutes choses égales par ailleurs. La BAR augmente avec les investissements et diminue avec les amortissements : M 2006/ BAR au 1 er janvier (1) Investissements (2) Amortissements (3) Réévaluation (4) (inflation estimée à 2% par an) BAR au 31 décembre = (1)+(2)+(3)+(4) Source : CRE 20