La distribution de gaz naturel - Le marché belge du gaz naturel

PARTIE 2 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DU GAZ NATUREL

2. Le marché belge du gaz naturel

2.7. La distribution de gaz naturel

2.7.1.1. La méthodologie tarifaire

L’accès aux réseaux de distribution de gaz naturel est régi par les mêmes principes tarifaires généraux que ceux appli-cables à l’accès aux réseaux de distribution d’électricité¹⁶⁵, à l’exception de la détermination du bonus/malus. Les dispo-sitions légales adoptées en 2005 redéﬁnissent également la méthodologie tarifaire qui devra être appliquée à l’avenir pour la tariﬁcation de la distribution du gaz naturel¹⁶⁶.

2.7.1.2. Les tarifs 2004

Le Comité de direction a approuvé, ﬁn 2004¹⁶⁷, le plan comptable analytique introduit par huit gestionnaires de ré-seaux de distribution et a invité les onze autres gestionnai-res à adapter leurs plans comptables gestionnai-respectifs sur certains points¹⁶⁸. Le Comité de direction a approuvé les plans con-cernés durant le premier trimestre 2005. Ceux-ci ont pour objectif de permettre une transition simple et contrôlable vers le modèle de rapport établi par la CREG.

A l’instar du rapport relatif aux tarifs de transport¹⁶⁹, le Comité de direction a transmis le 24 mars 2005 le rapport relatif aux tarifs du réseau de distribution de gaz naturel, appliqués au cours de l’année d’exploitation 2004¹⁷⁰, au Ministre de l’Ener-gie et aux gestionnaires de réseaux de distribution concernés.

Dans le rapport, il est fait référence au respect des délais lé-gaux dans la procédure de ﬁxation des tarifs de distribution.

Par ailleurs, il est noté que des tarifs provisoires ont été impo-sés à tous les gestionnaires de réseaux de distribution mixtes en 2004, tandis que les tarifs de tous les gestionnaires de ré-seaux de distribution purs ont été approuvés et appliqués du-rant toute l’année 2004. Le Comité de direction afﬁrme dans ce rapport qu’il continuera à évaluer le caractère raisonnable des coûts des gestionnaires de réseaux de distribution, entre autres en les comparant aux coûts correspondants

165 Partie 1, point 2.7.1.1. et Partie 2, point 2.6.3.1., du présent rapport.

166 Partie 2, point 2.7.1.5., du présent rapport.

167 Rapport annuel 2004, Partie 1, point 2.3.2.1.

168 Rapport annuel 2004, Partie 1, point 2.3.2.4.

169 Partie 2, point 2.6.3.2., du présent rapport.

170 Rapport TG 2004.

GAZ NATUREL L’examen des rapports annuels des gestionnaires de

ré-seaux de distribution relatifs aux résultats d’exploitation du réseau de distribution de gaz naturel de l’année d’exploi-tation 2004 a été renforcé par des contrôles sur place des comptes et de l’organisation comptable des gestionnaires de réseaux de distribution. Ces contrôles ont été effectués par les membres du personnel de la CREG. A la suite de cet examen approfondi, le Comité de direction a constaté que les tarifs appliqués pour tous les gestionnaires de réseaux de distribution avaient donné lieu ensemble à un excédent d’exploitation de 7,7% en sus des revenus nécessaires pour couvrir les coûts réels et la marge bénéﬁciaire équitable pour la rémunération des capitaux investis. Un montant total de 38,3 millions d’euros a ainsi été porté en diminution des ta-rifs de l’année 2006. A l’exception de cinq gestionnaires de réseaux de distribution qui avaient un déﬁcit d’exploitation, tous les autres verront leurs budgets qui serviront de base pour les tarifs de l’année d’exploitation 2006 diminuer d’un montant allant de 0,6 million à 8 millions d’euros.

2.7.1.3. Les tarifs 2005

Comme mentionné en 2004¹⁷¹, le Comité de direction a im-posé aux gestionnaires de réseaux de distribution mixtes ﬂamands et wallons des tarifs provisoires pour une période renouvelable de trois mois à compter du 1^er janvier 2005.

Pour cinq gestionnaires de réseaux de distribution ﬂamands, qui ont conﬁrmé dans leur dossier d’information la

modi-fication de la rétribution des communes pour les travaux effectués aux installations d’utilité publique sur le domai-ne communal public et en ont démontré le fondement, le Comité de direction a accepté la modification et a approuvé les nouveaux tarifs provisoires pour la période du 1êr avril au 30 juin 2005 inclus. Pour les deux autres gestionnaires fla-mands et pour les gestionnaires wallons, le Comité de direc-tion a prolongé les tarifs du premier trimestre. Pour la période du 1êr juillet au 30 septembre 2005 inclus et la période du 1êr octobre au 31 décembre 2005 inclus, le Comité de direction a prolongé les tarifs de tous les gestionnaires de réseaux de distribution qui avaient des tarifs provisoires.

Deux gestionnaires de réseaux de distribution avaient signalé à la CREG une erreur matérielle dans leurs tarifs approuvés pour 2005. Le premier, PLIGAS, avait joint une grille tarifai-re erronée lors de l’élaboration des tarifs pour le groupe de clients 2 et a demandé au Comité de direction si elle pouvait corriger cette erreur en fournissant une nouvelle grille tarifaire.

Puisque les tarifs doivent couvrir les coûts estimés, le Comité de direction a décidé d’approuver cet erratum, dont l’effet est de réduire les tarifs, et de rendre applicables les tarifs rectifiés du 1êr janvier 2005 au 31 décembre 2005. Le second, l’ALG, a informé le Comité de direction d’une incohérence dans les ta-rifs du groupe de clients 3 (GC3) dans la grille tarifaire initiale-ment publiée. Le Comité de direction, estimant qu’il s’agissait d’une erreur matérielle et que les tarifs publiés ne couvraient pas les charges prévisionnelles, a décidé de rectifier cette er-reur et a approuvé de nouveaux tarifs GC3 pour la période du 1êr janvier 2005 au 31 décembre 2005.

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171 Rapport annuel 2004, Partie 1, point 2.3.2.3.

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• les gestionnaires de réseaux doivent, sur base d’une com-paraison de type DEA (Data Envelopment Analysis) à ren-dement d’échelle constant basé sur les coûts réels pour 2004, démontrer, sur une période de quatre ans à par-tir de 2006, une maîtrise maximale des coûts de revient notamment en atteignant le score d’efﬁcience maximale (100%). Dans le budget 2006, un quart de l’amélioration de l’efﬁcacité devra dès lors être réalisé, avec un maxi-mum annuel de 8% de réduction de coûts internes non imposés.

La technique du DEA permet, sur la base de la confron-tation d’inputs (par exemple, les coûts internes non im-posés) à des outputs pertinents (par exemple, le nombre de points de fourniture), d’attribuer un score d’efficacité à chaque gestionnaire de réseau, allant de 0% à 100%. Le score d’efficacité du gestionnaire de réseau est calculé en le comparant aux gestionnaires de réseaux qui produisent la même quantité de chaque output à l’aide d’une combi-naison minimale d’inputs. Un gestionnaire de réseau sera considéré comme efficace si aucun autre gestionnaire n’est en mesure de produire la même quantité d’outputs à l’aide d’une moindre quantité d’inputs. La figure 14 illustre les scores d’efficacité des gestionnaires de réseaux. Huit gestionnaires obtiennent un score d’efficacité maximal tan-dis que ceux des autres varient entre ± 70% et 98%. La moyenne des scores d’efficacité s’élève à 92,13%.

Le tableau 14 illustre l’évolution des tarifs de distribution de gaz naturel en 2004 et 2005 pour trois clients-types. L’ensemble des tarifs ont en moyenne évolué à la baisse sur la période, sous l’effet des contrôles exercés par le Comité de direction et de la baisse du taux d’intérêt à long terme. La structure tarifaire des clients industriels a été modiﬁée en 2005, ce qui peut ex-pliquer les évolutions asymétriques de ces tarifs chez certains gestionnaires de réseaux de distribution.

2.7.1.4. Les tarifs 2006

Le 17 novembre 2005, le Comité de direction a décidé de rejeter toutes les propositions tarifaires introduites par les dix-huit gestionnaires de réseaux de distribution pour l’exer-cice 2006 en mentionnant les points à adapter. Ceux-ci con-cernaient notamment la conformité de la grille tarifaire avec le modèle de rapport, la prise en compte de frais généraux dans les tarifs de raccordement, l’inclusion de plus-values sur désinvestissements dans la valeur des capitaux investis régulés, le calcul du fonds de roulement nominal ou encore l’introduction d’un budget 2006 trop élevé sur la base de l’analyse de benchmarking.

Les gestionnaires de réseaux de distribution, à l’excep-tion d’un, ont ensuite introduit leurs proposil’excep-tions tarifaires adaptées. Parmi celles-ci, cinq ont abouti à une décision d’approbation des tarifs pour l’année 2006. Pour les treize autres, le Comité de direction a instauré des tarifs provisoi-res pour une période de trois mois renouvelable à compter du 1êr janvier 2006, en raison de la dérogation, insuffisam-ment justifiée, aux lignes directrices «distribution» émises par le Comité de direction et de l’insuffisante maîtrise des coûts.

Afin d’évaluer le caractère raisonnable des coûts repris dans les propositions tarifaires des gestionnaires de ré-seaux, le Comité de direction effectue des comparaisons avec les coûts des années d’exploitation précédentes et s’appuie sur une méthode courante visant à mesurer l’ef-ficacité des gestionnaires de réseaux. En outre, afin d’ap-précier de manière uniforme et quantifiable les efforts de maîtrise des coûts des différents gestionnaires de réseaux de distribution, le Comité de direction a élaboré un modèle d’évaluation basé sur les principes suivants:

• les coûts internes non imposés présentés dans le bud-get d’exploitation de l’année 2006 ne peuvent, en termes réels et tenant compte du rythme d’investissement, en aucun cas être supérieurs aux coûts internes non imposés réalisés de l’année d’exploitation 2004, première année pour laquelle le Comité de direction disposait d’une indi-cation acceptable sur le niveau de coûts dans le secteur de la distribution;

GAZ NATUREL

2.7.1.5. Les modiﬁcations du cadre réglementaire En ce qui concerne les adaptations au cadre réglementaire apportées par la loi du 1^er juin 2005 et l’avis du Comité de di-rection sur un projet d’arrêté royal relatif à certaines règles d’évaluation applicables aux entreprises de transport et de distribution de gaz et d’électricité, le lecteur est invité à se référer au point 2.6.3.5. de la partie 1 du présent rapport.

2.7.2. La tariﬁcation du marché captif

2.7.2.1. La méthodologie tarifaire

La méthodologie tarifaire en vigueur sur le marché captif repose sur les principes tarifaires suivants:

(a) Couvrir la totalité des coûts

La tariﬁcation vise à couvrir la totalité des coûts liés à l’im-portation, au transport et à la distribution de gaz naturel, à savoir le coût d’achat du gaz naturel par l’opérateur histo-rique, les frais d’exploitation des réseaux de distribution et de transport (salaires et matériaux divers) et les investisse-ments dans les réseaux précités, en ce compris une rému-nération des capitaux investis.

(b) Traduire la structure des coûts

Les coûts d’achat, de transport et de distribution du gaz naturel, qui doivent être répercutés dans les tarifs, peu-vent être regroupés en deux catégories, à savoir les coûts ﬁxes, indépendants de la consommation de gaz naturel tels que le comptage, le relevé et la facturation, et les coûts proportionnels liés directement au volume de gaz naturel consommé. Cette structure binôme des coûts se reﬂète dans les différents tarifs compte tenu des caractéristiques moyennes de prélèvement des grands groupes de con-sommateurs.

Afin de garantir une couverture correcte des coûts totaux et une adaptation justifiée des prix du gaz naturel, le Comité de direction calcule, sur base mensuelle et en collabora-tion avec SYNERGRID¹⁷², les valeurs des paramètres de ré-vision Iga et Igd, reflétant respectivement l’évolution des coûts des combustibles, au travers du prix d’achat du gaz naturel à la frontière belge et l’évolution des autres compo-santes du prix de revient du gaz naturel. Ces paramètres, de même que le tarif de gaz naturel sur le marché captif, font l’objet de publications mensuelles au Moniteur belge et sur le site Internet de la CREG.

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172 Fédération des Gestionnaires de Réseaux d’Électricité et Gaz en Belgique.

GAZ NATUREL

2.7.2.2. L’évolution des tarifs

En 2005, l’évolution des prix a été marquée par la forte hausse du coût des combustibles fossiles. Cette hausse apparaît nettement dans la croissance du paramètre Iga - bien qu’atténuée en raison d’un décalage d’environ six mois et d’un lissage de l’évolution du prix du gaz naturel - et dans la croissance, certes moindre, du paramètre Igd, similaire à celle de l’inﬂation belge.

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2.8. Les voies de recours contre les décisions de la CREG

Le lecteur est invité à se référer au point 2.8. de la partie 1 du présent rapport.

La Commission de Régulation

de l’Électricité et du Gaz

(CREG)

CREG

1. Les missions de la CREG

Instituée par deux lois du 29 avril 1999, la CREG est inves-tie de deux missions: une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l’organisation et le fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz natu-rel, et une mission de surveillance et de contrôle de l’appli-cation de la législation y relative.

Les compétences qui lui permettent de mener à bien sa mission sont énumérées dans les lois gaz et électricité et détaillées dans les parties 1 et 2 du présent rapport.

2. Les organes de la CREG

2.1. Le Conseil général

Le Conseil général déﬁnit les orientations de l’application des lois gaz et électricité et de leurs arrêtés d’exécution, évalue la manière dont le Comité de direction exécute ses tâches, formule des avis sur toute question soumise par le Comité de direction et constitue un forum de discussion sur les objectifs et les stratégies de la politique énergéti-que dans le secteur de l’électricité et du gaz naturel. Il peut aussi demander des études ou des avis au Comité de di-rection.

Sa composition et son fonctionnement sont ﬁxés par un ar-rêté royal du 3 mai 1999 et ses membres ont été nommés par arrêté ministériel du 5 mars 2004 pour un terme de trois ans prenant cours le 20 février 2004. En 2005, la prési-dence du Conseil général a été assurée par Monsieur Rudy DE LEEUW et sa vice-présidence par Madame Caroline VEN.

Le Conseil général s’est réuni à onze reprises en 2005.

CREG Organisations ayant comme objectif la promotion et la protection

des intérêts généraux des petits consommateurs LABARRE Vincent

SCHOCKAERT Chantal ADRIAENSSENS Claude LESAGE Olivier Organisations représentatives de l’industrie, du secteur bancaire et du

secteur des assurances qui siègent au Conseil Central de l’Economie VEN Caroline CHAPUT Isabelle

entreprises commerciales et de la petite industrie qui siègent au Conseil Central de l’Economie

ERNOTTE Pascal

HEYLEN Jan WERTH Francine

VANDENABEELE Piet

Gros consommateurs d’énergie électrique CLAES Peter BOSCH Claire

Gros consommateurs de gaz naturel BRAET Luc EELENS Claire Entreprises de gaz, autres que les entreprises de distribution,

appartenant à la Fédération de l’Industrie du Gaz LEBOUT Didier HEYVAERT Griet

Président du Comité de direction de la CREG VANDERVEEREN Christine Tableau 16: Membres du Conseil général au 31 décembre 2005¹⁷³

Source: CREG

173 Conformément aux arrêtés ministériels des 1^er février 2005 (Moniteur belge du 14 février 2005) et 25 juillet 2005 (Moniteur belge du 19 août 2005).

174 Rapport annuel 2004, Partie 3, point 2.1.

En février, le Ministre de l’Énergie a participé aux travaux du Conseil général en insistant sur une meilleure réparti-tion des tâches entre la CREG et l’Administraréparti-tion de l’Éner-gie d’une part et le Conseil de la concurrence d’autre part.

Faisant état du Memorandum of Understanding en pré-paration avec la France et les Pays-Bas au sujet des in-terconnexions transfrontalières, le Ministre a également informé le Conseil général du souhait de l’Allemagne et du Luxembourg de s’associer à une telle démarche.

Lors de sa séance de mars, le Conseil général a par ailleurs constaté, et en a informé le Ministre, que les projets de loi trans-posant les directives européennes électricité et gaz ne

répon-daient pas à trois de ses principales remarques formulées dans son avis¹⁷⁴ sur le sujet, à savoir la compétence de l’instance de régulation, l’indépendance et la désignation du gestionnaire de réseau, et la procédure d’approbation des tarifs.

En octobre, à l’exception des représentants du gouverne-ment fédéral qui se sont abstenus, le Conseil général a ap-prouvé à l’unanimité le projet de budget 2006 de la CREG.

Comme les années antérieures, le Conseil général s’est prononcé, sous la forme d’avis et de recommandations, sur les propositions, études et avis du Comité de direction qu’il a estimés nécessaires d’examiner ainsi que sur des

ques-CREG tions posées par le Ministre de l’Énergie sur base

notam-ment des réﬂexions menées par les différents groupes de travail constitués en son sein, en ce qui concerne:

- le programme indicatif des moyens de production d’électricité 2005-2014¹⁷⁵:

Le groupe de travail «Programme indicatif des moyens de pro-duction d’électricité 2005-2014» a examiné une seconde version du programme tenant compte de ses remarques antérieures.

Le Conseil général s’est prononcé favorablement sur le pro-gramme indicatif des moyens de production d’électricité 2005-2014 préparé par le Comité de direction.

Il espère que l’expérience acquise dans la réalisation de ce programme sera utilisée de manière efﬁcace lors des pro-chaines élaborations du programme.

Vu la dépendance croissante annoncée du gaz naturel, le Conseil général recommande d’étudier les possibilités et les politiques à mettre en œuvre aﬁn d’envisager un déve-loppement mixte basé sur la ﬁlière gaz et des centrales au charbon propres.

Le Conseil général a le souci de l’intérêt général dans le cadre du fonctionnement du marché électrique en Belgique dont la sécurité d’approvisionnement est un des aspects. Dans ce cadre, il note que le programme indicatif recommande une politique d’investissement en unités de production centrali-sée bacentrali-sée sur un scénario prudent (et à l’horizon 2019) quant à la disponibilité des autres ressources destinées à couvrir la demande. Il note également qu’il s’agit d’une politique

Les travaux préparatoires à l’avis du Conseil général du 27 avril 2005 sur l’étude London Economics au sujet du fonc-tionnement du marché électrique belge ont dominé la consom-mateurs ne peuvent pas encore proﬁter des fruits de la li-béralisation. Le Conseil général constate que de nombreux clients se plaignent de la situation, notamment du niveau des prix. En effet, les prix sont trop élevés pour les consom-mateurs malgré la nature et les performances économiques du parc de production et suite au surcoût imposé par les dif-férentes autorités publiques. Ces hausses de prix ne sont pas compensées par les baisses de tarifs de transport et de distribution pourtant réalisées ces dernières années.

En termes d’intégration verticale dans le secteur électri-que, l’ensemble des membres du Conseil général estime qu’aucun acteur de marché ne peut retirer un avantage lié à sa participation dans l’actionnariat des gestionnaires de ré-seaux (tant de transport que de distribution). De même, il y a une perception qu’un tel avantage pourrait exister et ceci constitue un frein à l’arrivée de nouveaux entrants dans le secteur. Cette incertitude pourrait être éliminée par la sépa-ration totale de propriété entre d’une part les producteurs et fournisseurs et d’autre part les gestionnaires de réseaux (ownership unbundling). Le Conseil général recommande que tout acteur de marché - individuellement ou via les en-treprises liées - pour qui la production, la fourniture et/ou le trading d’électricité constituent une activité substantielle, réduise sa part dans l’actionnariat à un niveau inférieur à la minorité de blocage et que la crédibilité des règles de fonctionnement d’entreprise (corporate governance) soit encore renforcée.

En ce qui concerne la concentration de marché, le Conseil général n’est pas en faveur d’une séparation pure et sim-ple d’ELECTRABEL S.A. en quatre ou plusieurs entités in-dépendantes. Mais il a demandé par contre au Comité de direction de la CREG d’établir une étude complémentaire qui devrait montrer la manière de développer et de mettre en œuvre au niveau européen ou au niveau belge un pro-gramme visant à mettre à disposition une partie des capa-cités de production de l’acteur dominant en faveur d’autres

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