L’énergie électrique appelée - Le marché belge de l’électricité

PARTIE 1 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ

2. Le marché belge de l’électricité

2.2. L’énergie électrique appelée

L’énergie électrique appelée, c’est-à-dire la consom-mation nette plus les pertes de réseaux, s’est élevée à 87.075 GWh en 2005, soit une diminution de 0,6% par rapport à 2004. Malgré cette légère diminution, la pointe de puissance appelée a légèrement augmenté en 2005.

Au niveau sectoriel, l’industrie comptabilise presque la moitié de la consommation totale d’énergie électrique en Belgique. La consommation résidentielle et la consomma-tion du commerce et des services publics représentent pour leur part plus d’un cinquième de la consommation totale d’énergie électrique¹².

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ÉLECTRICITÉ 2.3. La fourniture d’électricité

2.3.1. L’activité de founiture d’électricité

En ce qui concerne la répartition de l’activité de fournitu-re entfournitu-re ELECTRABEL S.A. et les autfournitu-res fournisseurs¹³, le tableau 2 indique qu’en 2005 une consommation totale de 2.034,9 GWh, soit 14,2% du total de l’énergie prélevée, a été fournie par les fournisseurs concurrents de l’opéra-teur historique aux sites de consommation raccordés aux réseaux dont la tension est supérieure à 70 kV ou, de ma-nière équivalente, au réseau de transport auquel s’applique le règlement technique fédéral¹⁴.

Le volume total de l’énergie prélevée par les clients ﬁnals du réseau de transport est passé de 15.667,4 GWh en 2004 à 14.358,0 GWh en 2005, notamment à la suite de fournitures faites dans le cadre d’une production locale.

La part de l’énergie prélevée via le réseau de transport de ELECTRABEL S.A. a ainsi augmenté, passant de 85,1% en 2004 à 85,8% en 2005. Trois sites de consommation ali-mentés par le réseau de transport sont passés en 2005 d’un fournisseur vers un autre appartenant cependant au même groupe industriel.

Par ailleurs, dans le cadre de sa compétence de proposition d’autorisation en vue de la fourniture d’électricité aux clients raccordés au réseau de transport belge, le Comité de direc-tion a reçu en 2005 quatre demandes individuelles d’autori-sation introduites respectivement par EDF BELGIUM S.A., RWE KEY ACCOUNT GmbH, ESSENT BELGIUM N.V. et E.ON SALES & TRADING GmbH. Le Comité de direction a ré-servé une suite favorable à l’ensemble de ces quatre deman-des en émettant, pour chacune d’entre elles, une proposition d’octroi¹⁵. Toutes ces propositions ont été suivies par un arrêté ministériel d’octroi¹⁶. Le nombre croissant de fournisseurs

po-tentiellement actifs devrait ainsi améliorer la concurrence sur ce segment de marché.

Dans le même temps, le Comité de direction a également reçu une demande de retrait de l’autorisation de fourniture d’électricité accordée à EDF S.A. qui avait transféré le 1^er sep-tembre 2005 l’ensemble de ses activités de fourniture à sa ﬁliale belge EDF BELGIUM S.A. Cette demande a donné lieu à une proposition de retrait¹⁷ de la part du Comité de direction qui a été suivie par un arrêté ministériel du 16 décembre 2005¹⁸ abrogeant l’arrêté ministériel du 14 janvier 2004 portant octroi à EDF S.A. d’une autorisation de fourniture d’électricité.

2.3.2. La ﬁxation des prix par les fournisseurs par défaut

En mars 2005, le Comité de direction a réalisé, d’initiative, deux études¹⁹ examinant les différences entre les prix ap-pliqués par les deux principaux fournisseurs par défaut, ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS S.A. (ci-après: ECS) et LUMINUS S.A. à l’égard de leurs clients actifs et de leurs clients standard en Flandre, à Bruxelles et en Wallonie. Le Comité de direction a prié ECS et LUMINUS S.A. de revoir sérieusement leur politique de prix sur le marché de la

fourni-ture d’électricité aux clients Comité de direction et, d’autre part, LUMINUS S.A. a trans-mis des informations complémentaires au sujet de sa ﬁxa-tion de prix. Suite à cela, le Comité de direcﬁxa-tion a publié une nouvelle étude²⁰ en juin 2005 relative aux différences entre les prix appliqués par ECS à l’égard de ses clients actifs et de ses clients standard. Il y dresse notamment un aperçu du déroulement complet et des principales conclusions de cet examen depuis le début de l’année 2004. Le Comité de direction a conclu que les écarts de prix constatés étaient licites.

13 Sur base des données fournies par ELIA.

14 Partie 1, point 2.6.2.2., du présent rapport.

15 Propositions (E)050608-CDC-439, (E)050608-CDC-442, (E)050908-CDC-456 et (E)051117-CDC-489.

16 Arrêté ministériel du 1^er juillet 2005 (Moniteur belge du 4 août 2005); arrêté ministériel du 1^er août 2005 (Moniteur belge du 26 août 2005); arrêté ministériel du 21 octobre 2005 (Moniteur belge du 18 novembre 2005) et arrêté ministériel du 16 décembre 2005 (Moniteur belge du 10 mars 2006).

17 Proposition (E)051103-CDC-487.

18 Moniteur belge du 10 mars 2006.

19 Etudes (F)050317-CDC-414 et (F)050317-CDC-415.

20 Etude (F)050602-CDC-441.

ÉLECTRICITÉ

Par analogie, le Comité de direction a également rédigé en juin 2005 une étude²¹ relative aux différences entre les prix appliqués par LUMINUS S.A. à l’égard de ses clients ac-tifs et de ses clients standard, laquelle offre également un aperçu du déroulement complet et des principales conclu-sions de cet examen depuis le début de l’année 2004. Le Comité de direction a estimé que les écarts de prix les plus récents pouvaient être justiﬁés par les informations com-plémentaires transmises et qu’ils ne constituaient pas une infraction au droit de la concurrence ou au droit commercial mais a tout de même rejeté les écarts de prix importants et prié LUMINUS S.A. de revoir rapidement ses prix standard.

En juillet 2005, LUMINUS S.A. a fait savoir qu’elle allait tenir compte des observations formulées dans l’étude. A ce jour, le Comité de direction n’a reçu aucune information complémentaire à ce sujet de la part de LUMINUS S.A.

2.3.3. Les prix maximaux

En ce qui concerne les prix maximaux pour la fourniture d’électricité aux clients protégés résidentiels, l’arrêté royal du 27 janvier 2005²² ﬁxe le montant, pour 2005, du fonds destiné au ﬁnancement du coût réel résultant de l’applica-tion de prix maximaux pour la fourniture d’électricité auxdits clients à 25.440.000 €.

Suite à une demande du Ministre de l’Energie d’examiner le phénomène constaté selon lequel dans certains cas les tarifs sociaux (tant pour l’électricité que pour le gaz) sont supérieurs aux tarifs dits normaux, le Comité de direction a approuvé, le 14 juillet 2005, une note contenant plusieurs pistes possibles pour apporter une solution structurelle à ce problème. Le Conseil général s’est également prononcé sur la question²³. Dans l’attente d’une solution structurelle, le Comité de direction a proposé une solution ponctuelle au Ministre de l’Énergie devant éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

En ce qui concerne les prix maximaux à appliquer par les gestionnaires des réseaux de distribution aux clients finals non protégés dont le contrat de fourniture a été résilié, les règles de fixation de ceux-ci ont été déterminées dans l’ar-rêté ministériel du 1êr juin 2004²⁴. Celui-ci prévoit que les gestionnaires des réseaux de distribution doivent assurer l’approvisionnement de ces clients, suivant la réglementa-tion régionale applicable, aux prix maximaux fixés comme suit: Prix de l’énergie + Tarif du réseau de transport + Tarif du réseau de distribution + Marge. La marge est un montant qui est additionné aux trois premiers termes de la formule si la somme de ceux-ci est inférieure à la moyenne des prix

les plus récents annoncés par les fournisseurs dans la zone d’alimentation du gestionnaire de réseau de distribution pour une catégorie semblable de clients. Cette marge, qui doit être calculée deux fois par an, est dans ce cas égale à la différence entre la moyenne mentionnée ci-dessus et la somme des trois premiers termes de la formule. Dans tous les autres cas, cette marge est nulle.

En application de l’arrêté ministériel précité, le Comité de direction a par ailleurs ﬁxé²⁵ des règles complémentaires pour le calcul de cette marge, à savoir les fournisseurs que les gestionnaires des réseaux de distribution doivent pren-dre en considération pour le calcul de la moyenne et les clients-types pour lesquels ils doivent calculer une marge.

Le Comité de direction a décidé que, pour le calcul de la marge, les gestionnaires des réseaux de distribution de-vaient calculer la moyenne pondérée des prix appliqués par les fournisseurs qui approvisionnent au moins 3% des clients résidentiels dans la région de distribution des ges-tionnaires des réseaux de distribution, pourvu que tous ces fournisseurs ensemble approvisionnent au moins 90% de la même clientèle. Les gestionnaires des réseaux de distri-bution doivent pour cela utiliser les prix appliqués par ces fournisseurs au 1êr juin et au 1êr décembre. Pour fixer une marge basée sur les prix des fournisseurs pour une caté-gorie semblable de clients, le Comité de direction a décidé que les gestionnaires des réseaux de distribution devaient calculer une marge pour deux clients-types (3.500 kWh et 20.000 kWh, y compris une partie en exclusif nuit). Tous les clients résidentiels sont classés dans une des deux catégories selon leur consommation et ceci détermine la marge qui leur sera appliquée.

2.3.4. L’extension du tarif de nuit au week-end Le 6 octobre 2005, le Comité de direction a élaboré, à la demande du Ministre de l’Énergie, une étude relative à l’in-cidence de l’extension du tarif de nuit au week-end pour les utilisateurs du réseau raccordés au réseau basse tension²⁶. Cette étude dresse un récapitulatif de plusieurs points qu’il convient de prendre en considération lors de l’éventuelle introduction du «tarif de week-end». Le Conseil général a par ailleurs émis un avis sur cette étude²⁷.

21 Etude (F)050630-CDC-445.

22 Moniteur belge du 17 février 2005.

23 Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

24 Rapport annuel 2004, Partie 2, point 2.9.4.

25 Décision (B)041202-CDC-384.

26 Etude (F)051006-CDC-480.

27 Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

ÉLECTRICITÉ 2.4. La liquidité du marché de gros

2.4.1. La création de la bourse belge d’électricité Dans la perspective de la création et de l’organisation de la bourse belge d’électricité, le Comité de direction a rédigé un avis²⁸ relatif au projet d’arrêté royal y afférent, dans lequel il souligne, à l’issue d’une évaluation critique, les risques inhérents au cadre réglementaire proposé. Quatre points sensibles y sont particulièrement développés, à savoir l’in-dépendance du gestionnaire du marché, la réglementation imparfaite de la publication des données du marché, la ma-nière de transférer la tâche consistant à allouer la capacité journalière sur les interconnexions du gestionnaire du ré-seau de transport vers le gestionnaire du marché et enﬁn le contrôle éventuel des autorités compétentes sur le fonc-tionnement de la bourse d’électricité. Dans son avis²⁹, le Conseil général rejoint l’analyse du Comité de direction.

L’arrêté royal du 20 octobre 2005 relatif à la création et à l’organisation d’un marché belge d’échange de blocs d’énergie³⁰ tient compte de ces deux avis, à l’exception des considérations relatives au contrôle éventuel des autorités compétentes. Les modiﬁcations apportées améliorent con-sidérablement la régulation de la bourse d’électricité.

BELPEX S.A., la société destinée à organiser la bourse d’électricité, a été constituée juridiquement le 7 juillet 2005 par ELIA SYSTEM OPERATOR S.A. (ci-après: ELIA), par les bourses d’énergie néerlandaise et française, respecti-vement APX et POWERNEXT, et par le gestionnaire du ré-seau de transport d’électricité néerlandais TenneT.

Le 28 octobre 2005, BELPEX S.A. a introduit auprès du Ministre de l’Énergie son projet de règlement de marché ainsi qu’une demande d’obtention d’un agrément lui pro-curant la qualité de gestionnaire du marché. A l’issue de son examen, le Comité de direction a émis un avis³¹ sur le projet de règlement, dans lequel elle propose le rejet de celui-ci en raison des dispositions trop vagues, incomplè-tes, déséquilibrées ou contraires à l’arrêté royal précité, qu’il contient. La demande d’agrément a pour sa part été considérée comme incomplète par le Comité de direction.

Sur le fond, le Comité de direction a signalé au Ministre que la proposition ne répondait pas à l’exigence formulée à l’article 4, §1^er, 6°, de l’arrêté royal précité selon laquelle les producteurs, intermédiaires ou fournisseurs ne peuvent posséder plus de 10% du capital ou des droits de vote au moyen d’une participation directe ou indirecte dans le can-didat gestionnaire du marché³².

Dotée d’un capital social initial de 3 millions d’euros, la bourse belge d’électricité devrait en principe être opéra-tionnelle courant de l’année 2006. A cet égard, BELPEX S.A. offrira dans un premier temps³³ une plateforme d’élec-tricité pour le négoce d’élecd’élec-tricité sur une base day-ahead.

Des produits VPP³⁴ seront également offerts en bourse.

En principe, BELPEX S.A. sera également liée aux bourses d’électricité néerlandaise et française par le biais d’un mé-canisme de couplage de ces trois marchés qui se caracté-rise par une gestion conjointe des transactions opérées sur chacun de ces trois marchés, compte tenu des capacités d’interconnexion disponibles aux frontières. Ce couplage de marché trouve ses avantages dans une liquidité accrue du marché, une meilleure allocation des ressources, une augmentation de l’utilisation de la capacité d’interconnexion journalière aux frontières et dans l’amélioration de la ges-tion des congesges-tions.

2.4.2. La feuille de route sur l’intégration régionale des marchés de l’électricité

Le 5 juillet 2005, les régulateurs français (CRE), hollandais (DTe) et belge (CREG) ont lancé une consultation publique commune concernant l’intégration régionale de ces trois marchés de gros de l’électricité. Cette intégration vise à améliorer la liquidité, la sécurité d’approvisionnement et la stabilité des prix sur les trois marchés, à augmenter la dis-ponibilité des capacités d’échanges entre les trois pays et à en améliorer l’utilisation au bénéﬁce des consommateurs français, néerlandais et belges.

28 Avis (A)050630-CDC-446.

29 Avis CG130705-023, Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

30 Moniteur belge du 26 octobre 2005.

31 Avis (A)051208-CDC-496.

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32 Etude (F)051208-CDC-497.

33 D’autres produits pourront être offerts dans le futur, au fur et à mesure que la bourse d’électricité gagnera en maturité.

34 Partie 1, point 2.4.4., du présent rapport.

ÉLECTRICITÉ

La consultation publique, qui s’est clôturée le 5 septem-bre 2005, a couvert de nomseptem-breux sujets dont notamment la commercialisation de la capacité transfrontalière, le cou-plage des marchés organisés, les échanges transfrontaliers aux horizons de temps infra journalier et d’ajustement, la transparence du marché, le pouvoir de marché et la coopé-ration entre régulateurs.

Les contributions des participants à la consultation publique ont permis aux régulateurs de déﬁnir une approche commu-ne pour l’intégration régionale progressive des trois marchés.

Cette approche commune a abouti à la publication d’une feuille de route qui déﬁnit les différentes étapes à mettre en œuvre en vue de l’intégration régionale des trois marchés.

2.4.3. Le fonctionnement du marché électrique belge

Sur la base notamment d’une étude externe³⁵, le Conseil général de la CREG a émis un avis³⁶ sur le fonctionnement actuel du marché belge de l’électricité, faisant le point sur différents facteurs susceptibles d’inﬂuencer le fonction-nement du marché tels que notamment l’intégration ver-ticale des acteurs du marché, la concentration de l’activité de la production, la capacité sur les interconnexions et l’in-térêt de l’équilibrage et des autres services auxiliaires. Le Conseil général se prononce également sur la régulation et son risque inhérent, sur le rôle des sources d’énergie renouvelable et la cogénération, ainsi que sur la formation des prix. L’avis attire enﬁn l’attention sur le rôle joué par la bourse d’électricité et sur toute mesure favorisant la ELECTRABEL S.A. des décisions rendues par le Conseil de la concurrence le 4 juillet 2003³⁷, et en particulier de l’une des conditions sous lesquelles les 1.200 MW doivent être mis par ELECTRABEL S.A. à la disposition de ses concurrents par le biais de ventes aux enchères des VPP. ELECTRABEL S.A.

viole en effet selon la CREG la déﬁnition de la notion de

«prix réservé» utilisée dans ces décisions. Dans sa plainte, la CREG demande au Conseil de la concurrence de déﬁnir

cette notion dans le sens proposé par la CREG et d’imposer en conséquence certaines contraintes à ELECTRABEL S.A.

Par ailleurs, le Comité de direction a procédé à une éva-luation de la mise en œuvre des VPP au 28 février 2005³⁸, basée, d’une part, sur les résultats des six premières ventes aux enchères de produits VPP et, d’autre part, sur un exa-men du taux d’exercice des produits VPP sur une période de onze mois (du 1^er avril 2004 au 28 février 2005), repré-sentant un volume d’électricité produite de 3.552 GWh.

L’évaluation révèle que 65% des produits VPP ont été acquis par des fournisseurs et 35% par des traders. Le taux d’exer-cice de ces produits VPP s’est élevé à 99% pour les produits de base et à 49% pour les produits de pointe. L’analyse des nominations auprès d’ELIA pour la période sous étude indique également que l’activité des acheteurs de produits VPP sur le hub belge a augmenté de 25% entre le premier et le dernier trimestre de 2004. Il n’a toutefois pas été possible de détermi-ner si les produits VPP ont été destinés au marché belge ou à l’exportation.

Dans son avis³⁹ relatif à l’évaluation faite par le Comité de direction, le Conseil général a invité ce dernier à complé-ter son analyse en y intégrant les résultats de la septième vente aux enchères de mai 2005. La seconde étude qui en découle⁴⁰ indique que 82% des capacités offertes ont ef-fectivement été vendues durant les sept premières enchè-res et que la durée moyenne des produits vendus continue d’augmenter. Alors que le nombre d’acheteurs reste limité à dix au maximum, 60% des produits VPP ont été acquis par des fournisseurs et 40% par des traders.

2.5. La production d’électricité

2.5.1. L’évolution du marché belge de la production La Fédération Professionnelle des Producteurs et Distributeurs d’Électricité de Belgique (FPE) et la Fédération de l’Industrie du Gaz (FIGAZ) ont décidé de regrouper leurs ac-tivités de production et de fourniture au sein de la Fédération Belge des Entreprises Électriques et Gazières (FEBEG). La FEBEG n’est pas en mesure de fournir des statistiques con-cernant l’ensemble du marché de la production belge d’élec-tricité qui ont été publiées dans les rapports précédents de la FPE. En effet, la FEBEG ne peut fournir que des données sur la production de ses membres, dont les producteurs autono-mes⁴¹ et les autoproducteurs⁴² ne font pas partie.

35 Etude ARCG-LE102004 de London Economics relative à la structure et au fonction-nement du marché belge de l’électricité dans une perspective européenne, réali-sée en octobre 2004 à la demande du Conseil général de la CREG et disponible sur www.creg.be.

36 Avis CG270405-020, Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

37 Pour les références de ces décisions, voir Rapport annuel 2003, Partie 1, point 2.5.1.

38 Etude (F)050512-CDC-420.

39 Avis AR130705-024.

40 Etude (F)050908-CDC-455.

41 Entreprise ou institution qui, de par son activité principale (par ex. incinération de dé-chets, gestion de cours d’eau), produit de l’énergie électrique destinée à être vendue à un tiers (déﬁnition FPE).

42 Entreprise qui, subsidiairement à son activité principale, produit elle-même l’énergie électrique destinée en totalité ou en partie à ses besoins propres (déﬁnition FPE).

ÉLECTRICITÉ En 2004, les entreprises électriques membres de la FPE⁴⁴

produisaient 79.348,4 GWh, ce qui représentait plus de 97% de la production totale en Belgique⁴⁵. Le tableau 3 illustre l’énergie électrique produite en 2005 par les centra-les exploitées en Belgique par ELECTRABEL S.A. et SPE S.A., ce qui représente 80.568,7 GWh.

Le marché belge de la production d’électricité a connu en 2005 une évolution ponctuée par les faits marquants sui-vants:

• l’octroi par le Ministre de l’Énergie, sur proposition du Comité de direction, d’une autorisation d’installation de production d’électricité⁴⁶, ce qui devrait augmenter la ca-pacité de production disponible sur le marché belge de la production;

• l’entrée, le 24 juin 2005, des opérateurs étrangers GDF et CENTRICA dans le capital social de SPE S.A., deuxiè-me producteur belge d’électricité, à hauteur de 51%, par le biais d’une ﬁliale commune SEGEBEL S.A.;

• le lancement, le 9 août 2005, de l’offre d’achat et d’échan-ge du groupe français SUEZ sur l’ensemble des titres de sa ﬁliale belge ELECTRABEL S.A. qui n’étaient pas en-core en sa possession. A l’issue de cette opération, clô-turée le 6 décembre 2005, SUEZ détenait près de 99%

d’ELECTRABEL S.A.⁴⁷;

• la décision du gouvernement selon laquelle les sites non utilisés convenant pour la production d’électricité doivent être proposés à la vente aux nouveaux entrants du marché de l’électricité en Belgique, de manière à ce qu’ils

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