Définition et évolution du prix d’achat à la frontière (G)

20. L’indicateur représentant le prix d’achat à la frontière belge est le « paramètre G » (en abrégé, G) tel que défini par le Comité de Contrôle de l’Electricité et du Gaz (CCEG).

Le calcul du paramètre G repose sur divers paramètres, à savoir P1 et F (FTR, FFI)¹¹.

Le paramètre P1 dépend des prix proportionnels des différents contrats à long terme pondérés en fonction des volumes contractés annuels. En outre, c’est la seule composante du paramètre G susceptible de varier sur une base mensuelle. Les autres paramètres ont été calculés par le CCEG sur la base des coûts estimés. En principe, ces paramètres sont invariables à l’avenir, à l’exception de l’adaptation de l’indice des prix à la consommation dont une réduction de coût à hauteur de 2% est déduite chaque année (autrement dit, une indexation sur la base de RPI – 2%).

11 Le paramètre FTR représente le montant en EUR/MWh des charges liées aux importations régulières de gaz naturel en Belgique. Il y a lieu d’entendre par importations régulières les importations fermes, c'est-à-dire les importations effectuées quel que soit le niveau de consommation du marché intérieur belge. Notons que les charges liées à l’utilisation du terminal de Zeebrugge sont intégrées dans ce paramètre. Pour l’établissement du paramètre G, on considère donc le terminal de Zeebrugge comme étant situé en dehors du territoire belge. Le paramètre FFI représente le montant en EUR/MWh correspondant aux charges liées aux importations de gaz naturel dites « irrégulières » et destinées à la clientèle industrielle. Ces importations sont dites irrégulières puisqu’elles dépendent de la demande de la clientèle industrielle. Ces importations nécessitent donc des charges dites de flexibilité, on citera notamment les charges liées aux importations effectuées en application des deuxième et troisième tranches du contrat liant l’opérateur historique à Gasunie. Il s’agit de tranches optionnelles, ce pourquoi les charges y liées sont des charges dites de flexibilité.

La formule déterminée par le CCEG pour le paramètre P1 est la suivante :

ACQGn ACQNSIn ACQNSIIn ACQALGn

P1 = (PG x ) + (PNSIn x ) + (PNSIIn x ) + (PALGn x ) ACQTn ACQTn ACQTn ACQTn

Les contrats à long terme pertinents (également l’interprétation des valeurs en indice de la formule ci-dessus pour le P1) comprennent le contrat avec l’Algérie (contrat Sonatrach), les Pays-Bas (Gasunie) et la Norvège (Northsea I et II) qui sont pondérés selon les quantités respectives (ACQ Annual quantities) de ces contrats.

21. L’évolution des prix des contrats (PG, PNSIn, PNSIIn PALGn) dépend principalement de plusieurs indices, dont un indice pour le fuel lourd (HFO ou Heavy Fuel Oil), le diesel (GOL ou Gasoil) et le pétrole brut (Brent). Il y a un décalage de 3 mois entre l’évolution de l’indice même et l’effet sur le G. Puisque la moyenne de plusieurs indices mensuels est utilisée, le décalage est généralement de 6 à 9 mois (en fonction du contrat) pour un effet concret sur le G.

Il est clair que ni les producteurs de gaz naturel, ni les (importateurs de) pays consommateurs ne peuvent exercer une influence directe sur l’évolution de ces indices. Ils constituent toutefois le facteur déterminant direct du prix d’achat à la frontière en raison du mode de calcul particulier du prix de la molécule dans les contrats d’approvisionnement.

C’est pourquoi, par la suite, l’évolution de ces indices internationaux sera considérée comme une valeur exogène puisque cet effet peut uniquement être tempéré si les clauses d’indexation concernées sont adaptées dans les contrats. Etant donné que ces indexations constituent le déterminant direct du prix d’achat à la frontière, il y a toutefois lieu de se demander si le mode d'indexation ne peut/doit pas être revu.

Afin de placer le niveau récent du G (environ 20 €/MWh) en contexte, le graphique ci-dessous illustre l’évolution historique depuis 2003. Que ce soit en 2003 ou en 2004, le prix d’importation se situe dans la fourchette étroite de 12 et 14 €/MWh. L’on note toutefois une augmentation continue du G à partir de juin 2004 : le paramètre est passé de 11,67

€/MWh à 13,39 €/MWh en décembre 2004 pour atteindre 20,05 €/MWh en décembre 2005. Sur une base annuelle, le G a donc augmenté d’environ 50% en 2005.

Figure 5 Evolution du paramètre G (2003-2005)

10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0

january february march april may june july august september october november december january february march april may june july august september october november december january february march april may june july august september october november december

G (EUR/MWh)

Source : CREG (www.creg.be)

En ordre de grandeur absolu, le prix de gros à la frontière du gaz provenant de Norvège et d’Algérie peut également être fixé objectivement¹². Un constat similaire peut être posé pour les sous-contrats (cf. figure ci-dessous)¹³. Si en 2004 ils évoluaient selon un schéma relativement stable, l’évolution en 2005 est caractérisée par une forte augmentation avec un décalage d’environ 6 mois par rapport au prix international du pétrole.

12 Pour le contrat avec les Pays-Bas, il n’existe pas de données comparables, uniquement des moyennes annuelles approximatives.

13 Le calcul de l’évolution en pour cent s’effectue sur la base du taux de change mensuel $/€

et des prix payés sur le marché de gros.

Figure 6 Evolution en pour cent des prix frontaliers contrat Algérie/Norvège par rapport au prix du pétrole brut en € (2004-2005)

0%

Algérie Sonatrach contract Norvège Statoil contract Crude Oil Brent €/barrel

Source : Consultant externe, décembre 2005

En termes absolus, il ne fait aucun doute qu’un alignement des prix d’achat du gaz à la frontière se produit (quelle que soit la région d’origine). La pression tarifaire entre les plus élevés (Pays-Bas/Allemagne) et les plus faibles (Norvège/Algérie/Russie¹⁴) est relativement limitée entre 5 et 10%. Vu la grande importance relative du prix d’achat de la molécule de gaz dans le prix final du consommateur, le rôle joué par l’importateur, de même qu’une révision des territoires d’origine du gaz destiné au marché belge constituent une piste envisageable afin de réduire le prix final.

De même, l’ordre de grandeur du prix d’achat à la frontière illustre clairement qu’une marge significative est prélevée par les sociétés de transport et de production, ainsi que les pays producteurs, en sus des coûts techniques d’extraction et de transport de gaz.

14 Le Qatar, qui fournira environ 2 Gm³ au marché belge à partir de 2007, pratique un prix de vente indicatif absolu comparable à celui de ces trois pays.

3.3.3 Interprétation du rapport entre prix d’achat (paramètre G) et coût