Fournisseurs

365. Certains fournisseurs peuvent compter sur leur propre parc de production, d'autres doivent s'approvisionner entièrement ou partiellement sur des marchés de gros de l'électricité. C'est la raison pour laquelle dans la section suivante, nous abordons d'abord l'aspect des marchés.

 Évolution du marché de gros¹²⁷ belge pour l'électricité

366. Pour ce qui concerne le marché de gros, il faut distinguer le marché à long terme du marché à court terme. Pour plus d'informations à ce sujet, la CREG envoie à l'étude (F)110331-CDC-1050 relative au « fonctionnement du marché de gros belge pour l'électricité – rapport de suivi 2010 » du 31 mars 2011 (ci-après : étude 1050) et à l'étude (F)110811-CDC-1092 relative à « l’évolution des prix sur le marché de gros de l’électricité de court terme et de long terme pour l’année 2010 » du 11 août 2011.

367. Le marché à court terme (marché spot) Belpex est une bourse de l'électricité comprenant deux segments. D'une part, il y a le Belpex Day Ahead Market (Belpex DAM), d'autre part il y a le segment Belpex Continuous Intraday Market (Belpex CIM). Le principal segment est le Belpex DAM qui depuis son lancement le 22 novembre 2006 est implicitement¹²⁸ couplé au DAM aux Pays-Bas (APX DAM) et en France (auparavant Powernext DAM, à présent EPEX FR DAM). Depuis le 10 novembre 2010, Belpex DAM est également couplé à la bourse allemande (EPEX GE DAM). Ceci fait que les prix de ces plates-formes convergent les uns vers les autres (cf. III.1.1.2 Convergence des prix de l'électricité).

127 Le point III.1.1.2 Convergence des prix de l'électricité focalise son attention sur le couplage des bourses de l'électricité sur la plate-forme du centre-ouest de l'Europe et la convergence des prix que ce couplage implique.

128 Le couplage implicite signifie que l'acheteur ou le vendeur d'électricité a accès automatiquement aux capacités disponibles et aux autres marchés en introduisant des offres sur l'une des bourses.

(Source : www.elia.be/repository/ProductsSheets/C4_N_MARKTKOPPELING.pdf)

368. Endex Power BE est le marché à long terme pour l'électricité en Belgique. Les trois principaux produits qui y sont traités sont le month ahead¹²⁹, le quarter ahead¹³⁰ et le year ahead¹³¹.

369. Ce sont notamment ces plates-formes boursières que les fournisseurs utilisent pour acheter leur énergie. En effet, dès l'instant où un client souscrit un contrat de fourniture à un prix d'énergie fixe pour une année, le fournisseur prend un risque : dès ce moment, le fournisseur est engagé à fournir de l'énergie au client à un prix fixe. Ce prix de l'énergie peut toutefois changer fortement dans le courant de la période de contrat.

370. Ce risque doit être couvert. Un fournisseur peut couvrir partiellement ce risque sur le marché de gros pour les contrats à long terme (en l'occurrence Endex). Le fournisseur peut couvrir le risque avec ces produits financiers, en tenant compte notamment de son propre parc de production, son profil de risque personnel, son portefeuille de clients et leur consommation estimée ainsi que le portefeuille existant de contrats de fourniture d'énergie.

 Marge fournisseur client Dc

371. Cette section effectue une estimation de la marge réalisée par un fournisseur lorsqu'il fournit un client Dc. Une approche analogue peut être effectuée pour des clients Ic1, mais ceci nécessite une recherche (et du temps) supplémentaire(s). Pour ce faire, un prix de référence baseload est d'abord calculé, en utilisation la logique que l'on vient d'exposer.

372. La figure ci-dessous calcule pour chaque mois ce prix de référence sur base des différents produits d'électricité financiers disponibles. Il est important de remarquer que ce prix de référence baseload créé par la CREG n'est pas nécessairement le prix baseload que

129 month ahead est le Endex Power BE Month et est la moyenne arithmétique en EUR/MWh des prix de référence tels que ceux qui sont fixés à la fin de la journée (end of day) de contrats month ahead (contrats pour la livraison physique d'électricité sur le réseau haute tension belge dans le mois qui suit), tels que publiés sur le site Web www.apxendex.com

130 quarter ahead est le Endex Power BE Quarter et est la moyenne arithmétique en EUR/MWh des prix de référence tels que ceux qui sont fixés à la fin de la journée (end of day) de contrats quarter ahead (contrats pour la livraison physique d'électricité sur le réseau haute tension belge dans le trimestre qui suit), tels que publiés sur le site Web www.apxendex.com

131 year ahead est le Endex Power BE Calender et est la moyenne arithmétique en EUR/MWh des prix de référence tels que ceux qui sont fixés à la fin de la journée (end of day) de contrats calender (contrats pour la livraison physique d'électricité sur le réseau haute tension belge dans l'année civile qui suit), tels que publiés sur le site Web www.apxendex.com

les fournisseurs utilisent pour leur tarification¹³². La figure ci-dessous fournit par conséquent l'évolution d'un certain nombre de blocs de base du prix de référence : BEDAM, M+1, Y+1 et le prix de référence, chaque fois pour le marché de gros belge.

Figure 37 : Prix du marché de gros baseload 2009-2011 (Source : Endex, Belpex, CREG)

0 10 20 30 40 50 60 70 80

200901 200902 200903 200904 200905 200906 200907 200908 200909 200910 200911 200912 201001 201002 201003 201004 201005 201006 201007 201008 201009 201010 201011 201012 201101 201102 201103 201104 201105 201106 201107 201108 201109 201110 201111 201112

€/MWh Prix Marché de gros baseload 2009-2011

BEPrixréférence BEDAM BEM+1 BEY+1

373. Le tableau ci-dessous fournit dans la partie de gauche (« moyenne ») le prix de gros moyen par an et pour l'ensemble de la période considérées 2009-2011, pour les quatre produits pris en considération (BEDAM, M+1, Y+1 et le prix de référence tel qu'indiqué dans la figure ci-dessus). La deuxième partie de droite du tableau (« % changement ») fournit successivement le changement en pour cent de ces prix annuels moyens de 2010 par rapport à 2009 (« 2009-2010 »), de 2011 par rapport à 2010 (« 2010-2011 ») et de 2011 par rapport à 2009 (« 2009-2011 »).

132 Les pondérations indiquées pour les différents produits financiers relatifs à l’électricité peuvent varier, mais d'autres produits financiers peuvent également être utilisés comme les futures pétrole.

Tableau 20 : Prix de gros de baseload pour la Belgique (Source : Endex, Belpex)

Produit 2009 2010 2011 2009-2011 2009-2010 2010-2011 2009-2011

BEDAM 39,4 46,3 49,4 45,0 17% 7% 25%

BEM+1 43,6 45,2 54,9 47,9 4% 21% 26%

BEY+1 52,3 49,5 55,3 52,4 -5% 12% 6%

BEPrixréférence 49,2 48,2 56,2 51,2 -2% 17% 14%

Moyen (€/MWh) %changement

Prix marché de gros baseload Belgique

374. La deuxième partie du tableau (« % changement ») est pertinente pour pouvoir effectuer une comparaison avec les changements de prix fournisseur.

375. La deuxième partie du tableau (« % changement ») est pertinente pour pouvoir effectuer une comparaison avec les changements de prix fournisseur :

- année 2010 par rapport à 2009 (« 2009-2010 ») : 2 des 4 produits, dont le prix de référence de la CREG pour la baseload ont en 2010 un prix moyen inférieur à celui de 2009, tandis que les 2 autres connaissent une augmentation du prix moyen de l'énergie de maximum 4% à 17 % ;

- année 2011 par rapport à 2010 (« 2010-2011 ») : tous les produits énergétiques ont en 2011 un prix de l'énergie moyen nettement plus élevé par rapport à 2010, avec des augmentations de 7 à 21 %.

376. Avant de pouvoir comparer le prix fournisseur avec le prix baseload sur le marché de gros, le produit baseload doit être converti en profil variable qui correspond au profil de consommation d'un client résidentiel. Il faut par conséquent appliquer un « profilage » : le produit baseload doit être converti en profil variable. Pour ce faire, la stratégie suivante doit être appliquée par le fournisseur :

- vendre l'énergie « excédentaire » de la bande baseload aux heures où le client consomme moins que la moyenne ;

- acheter de l'énergie supplémentaire aux heures où le client consomme plus que la moyenne.

377. L'énergie totale vendue et achetée sont identiques. Mais étant donné que les prix de vente sont en moyenne inférieurs aux prix d’achat, cette opération occasionne une perte pour le fournisseur. Avec ce « profilage », on diminue donc la marge du fournisseur.

378. Pour le profilage du client résidentiel de type Dc, le profil SLP S21¹³³ est pris en considération. La stratégie ci-dessous est appliquée pour chaque trimestre de l'année :

- la consommation est inférieure à la moyenne annuelle : la différence entre la consommation et la moyenne est vendue au prix alors en vigueur sur le Belpex DAM;

- la consommation est supérieure à la moyenne annuelle : la différence entre la consommation et la moyenne est achetée au prix alors en vigueur sur le Belpex DAM.

379. Sur le marché à court terme, l'énergie est négociée en blocs horaires, tandis que la fourniture s'effectue par quart d'heure. Il y aura donc encore un coût de déséquilibre pour le fournisseur. Le tableau ci-dessous indique la perte annuelle par MWh fourni pour le profil S21 d’un client résidentiel par an. Le coût comprend donc le « profilage » de la baseload vers un profil horaire et les coûts de « balancing » pour la conversion d'heure en quart d'heure. Il semble ici que les pertes de profilage et de balancing d'un client S21 sont surtout importantes en 2007 et diminuent ensuite à 2,4 EUR/MWh en 2011.

Tableau 21 : Coût de la conversion de baseload vers le profil S21 (Source : Endex, Belpex)

EUR/MWh Profilage Equilibrage Total

2007 -5,4 -0,4 -5,9

2008 -3,7 -0,5 -4,2

2009 -3,0 -0,4 -3,4

2010 -2,7 -0,4 -3,1

2011* -2,0 -0,5 -2,4

2007-2011 -3,4 -0,4 -3,8

Coût vonversion baseload vers profil S21

133 SLP : Les Synthetic Load Profiles sont des profils de consommation type qui sont utilisés sur le marché de l’électricité et du gaz pour l’imputation de l’achat des consommateurs qui ne sont pas équipés de télémétrie. Sept profils SLP différents (quatre pour l’électricité, trois pour le gaz) on été créés, et S21 en est un. S21 concerne un client domestique avec un rapport consommation jour/nuit

< 1,3. Source : www.synergrid.be/index.cfm?PageID=16896&language_code=NED

380. Ces pertes ne sont toutefois connues qu'à posteriori. Il est difficile d'estimer par avance dans quelle mesure les prix durant les heures de vente seront inférieurs à ceux pendant les heures d'achat. Une règle pratique consiste à utiliser la perte de profilage de l'année précédente pour l'estimation de la perte durant l'année suivante.

381. Avant d'aborder le prix de référence obtenu vis-à-vis des prix fournisseurs de la Partie 1 (cf. : II.1.1.2 Énergie et CO₂) nous rappelons encore une fois ces prix fournisseurs.

Figure 38 : Prix fournisseurs électricité (Source : CREG)

60 70 80 90 100

janv.-09 avr.-09 juil.-09 oct.-09 janv.-10 avr.-10 juil.-10 oct.-10 janv.-11 avr.-11 juil.-11 oct.-11

EUR/MWh

Evolution prix du fournisseur - Dc

Electrabel

Luminus

Essent

Lampiris

Nuon

382. Par marge, on entend ici la différence entre le prix de référence calculé par la CREG pour la baseload, coûts de profilage inclus, avec les différents prix que les fournisseurs facturent pour la commodity au client final. Cela donne le tableau ci-dessous.

Tableau 22 : Marge fournisseur

2009 2010 2011 2009-2011 2009-2010 2010-2011 2009-2011

Electrabel 19,2 24,0 24,5 23,7 25% 2% 28%

Luminus 28,5 31,7 29,7 31,1 11% -6% 4%

Essent 16,5 21,4 24,3 21,9 30% 14% 47%

Nuon 28,3 32,1 23,9 29,2 13% -25% -15%

Lampiris 15,8 11,4 8,5 13,0 -28% -25% -46%

Marge

Moyen (EUR/MWh) %changement

383. Ce tableau montre ce qui suit :

- année 2010 par rapport à 2009 (« 2009-2010 ») : la marge de 4 des 5 fournisseurs a fortement augmenté entre 2009 et 2010 (de 11 à 30 %), tandis que la marge de Lampiris a fortement diminué de 28 % ;

- année 2011 par rapport à 2010 (« 2010-2011 ») : 3 des 5 fournisseurs voient en 2011 leurs marges diminuer (de 6 à 25 %), parmi lesquels on retrouve encore une fois Lampiris.

384. Attention, ces calculs ne tiennent pas compte de la couverture des coûts fixes de marketing, call center, etc.

IV.2 Gaz

385. La composante énergie en gaz constitue l’élément principal du prix de vente (cfr.

II.1.1.1 Facture totale). En effet, elle représente environ six dixièmes du prix de vente du gaz à la clientèle résidentielle chauffage, alors que cette composante ne représente qu’environ trois dixièmes du prix final en électricité.

386. Cette composante énergie couvre divers éléments, à savoir la production, l’importation, la vente en gros et la vente au client final. Chaque intermédiaire prend une marge. Le maillon supplémentaire qui existe d’office en gaz par rapport à l’électricité est l’importation étant donné que la Belgique ne produit pas de gaz naturel, au contraire des Pays-Bas par exemple. Analysons chaque poste lié à la composante énergie de plus près.

La majorité du chapitre est repris dans l’étude (F)111103-CDC-1122 relative à « la relation entre les coûts et les prix sur le marché de belge du gaz naturel en 2010 » du 3 novembre 2011.