Prix de vente par segment de la chaîne d'approvisionnement

Production

387. Le coût de production est le moins aisé à appréhender. En effet, les coûts de production sont maintenus secrets par les pays producteurs et les quelques bureaux d’étude

publiant des coûts de production mentionne souvent des chiffres différents pour un même pays producteur. La CREG a certes pu obtenir certains rapports de consultants relatifs aux coûts de production mais les chiffres mentionnés dans ceux-ci sont à prendre avec précaution. Ainsi il apparaît que le coût moyen total de production s’établit entre [Confidentiel] (Moyen-Orient) et [Confidentiel] (Arctique). Les coûts de production en Russie se situent entre [Confidentiel ] EUR/MWh.

388. Aucune donnée fiable n’a pu être obtenue pour les Pays-Bas et la Norvège qui sont nos principales sources de gaz mais on peut raisonnablement penser que leurs coûts de production totaux se situent dans cette fourchette, et probablement à un niveau proche de celui de la Russie. En effet, ces pays nous approvisionnaient déjà au début de années 2000 quand le prix d’importation G (prix du gaz à la frontière) était de l’ordre de [Confidentiel] et au cours des années 1990 quand le prix du gaz était encore inférieur à [Confidentiel]. Or, ce prix d’importation est établi de manière à être supérieur au prix de production et le coût de production n’a pas du augmenter davantage que l’inflation. Il est donc probable que cette activité de production soit la plus rémunératrice étant donné la forte hausse du prix de vente indexé sur le pétrole alors que le coût de production évolue vraisemblablement de manière beaucoup plus stable.

Importation

389. Jusqu’à la libéralisation, la seule entreprise importatrice de gaz naturel en Belgique était Distrigas. Depuis l’ouverture du marché et encore davantage depuis la vente de Distrigas à ENI par (GDF) Suez, ce dernier a pris une place relativement importante dans le marché même si Distrigas conserve plus de la moitié de ce marché. Quelques plus petits acteurs comme Wingas sont également importateurs mais leur poids reste modeste et on peut plus parler de duopole que d’un marché très concurrentiel.

390. Par ailleurs, l’approvisionnement était dans le passé uniquement basé sur des contrats long terme indexés sur le prix du pétrole. Actuellement, cet approvisionnement dépend encore pour plus de deux tiers des contrats long terme, le solde étant acheté sur le marché spot où le prix était généralement inférieur au prix long terme ces dernières années.

391. Ainsi, le prix d’achat moyen sur le marché long terme était d’environ [Confidentiel]sur la période 2009-2011 alors que le prix moyen sur le marché spot pendant la même période était inférieur de plus de [Confidentiel]. Ceci dit, on note que certains importateurs ont repris dans leur contrat long terme des composantes indexées sur le marché spot, ce qui doit mener à des baisses de prix. Globalement, le prix moyen d’importation (LT et spot) était d’environ [Confidentiel] sur la période 2009-2011. Au total, le prix d’importation est basé à [Confidentiel] sur le prix du marché spot.

Vente en gros

392. La revente ou vente en gros est la vente par des importateurs à d’autres entreprises actives sur le marché du gaz. Il arrive par ailleurs que des importateurs revendent des volumes à d’autres importateurs. Ainsi [Confidentiel] a revendu des quantités importantes de gaz naturel à [Confidentiel] au cours de la période 2009-2011 car ce dernier n’était pas à même de pourvoir à l’entièreté des besoins de [Confidentiel]. Ceci dit, on observe ici aussi l’émergence d’un duopole Distrigas/GDF-Suez car ce sont ces deux entreprises qui sont les principaux revendeurs sur le marché belge. Le prix de revente sur le marché était d’environ [Confidentiel] sur la période 2009-2011, ce qui génère une marge brute de plus de [Confidentiel]. Notons cependant que celle-ci était de seulement [Confidentiel] en 2009-2010.

Elle a tendance à augmenter des derniers mois jusqu’à [Confidentiel] en raison de l’augmentation des prix du pétrole. En effet, les formules d’importation et de revente ne sont plus en adéquation depuis fin 2006. Ceci a pour effet de générer des marges de gros variables qui évoluent à la hausse quand le prix du pétrole monte.

393. La formule des contrats de gros devrait être plus en phase avec les prix réels d’importation pour mieux refléter la prise en compte des prix du marché. Or, cette formule est actuellement indexée à [Confidentiel] sur les prix du pétrole et à [Confidentiel] sur le prix du gaz spot.

Vente au client final

394. Pour la vente au client final sur le marché de la clientèle résidentielle (T2) ou PME (T4), le marché est encore largement dominé par Electrabel qui a environ 70 % de parts de

marché. Etant donné que cet acteur est de loin le plus important sur ce segment, la CREG a choisi de reprendre dans cette étude les formules tarifaires Energy Plus pour le T2 (23.260 kWh/an) et Direct pour le T4 (2.300.000 kWh/an) (cfr. II.1.2.2 Energie en cfr. II.2.1.2 Gas).

Pour ce qui concerne la clientèle résidentielle, on note que les tarifs d’Electrabel constituent avec ceux de Luminus les plus élevés du marché. La différence sur base annuelle entre l’offre de marché la plus chère et la moins chère (pour les tarifs variables) est d’environ 300 euros.

395. Le prix moyen (composante énergie) pour un client d’Electrabel sur la période 2009-2011 était de :

- 33,2 EUR/MWh pour un T2 - 32,4 EUR/MWh pour un T4

396. La formule tarifaire du fournisseur historique comporte les mêmes paramètres d’indexation que la formule de gros (85 % d’indexation pétrole et 15 % d’indexation gaz) et y ajoute une marge. Cette formule est à revoir¹³⁴ en faveur de la clientèle.

397. Le tarif actuel pour un client T2 chez un fournisseur utilisant une formule TTF¹³⁵ est inférieur de 10,4 EUR/MWh. Si le fournisseur historique utilisait une formule similaire pour :

- 50 % de son prix de vente, celui-ci serait inférieur de 5,2 EUR/MWh - 35 % de son prix de vente, celui-ci serait inférieur de 3,6 EUR/MWh

398. La baisse obtenue pour un client T4 est sensiblement identique à celle obtenue pour un client T2. En ce qui concerne la vente au client final sur le marché industriel (T6), la situation est différente. Sur ce marché autrefois dominé par Distrigas, on retrouve de nombreux acteurs différents et il s’agit du seul segment de marché dans lequel l’entreprise principale détient moins de 50 % de part de marché. Les prix sur ce marché sont très disparates et peuvent varier très fortement. En moyenne, on constate que les marges sur ce segment sont relativement faibles et [Confidentiel]. Le prix moyen tous fournisseurs

134 Dans son rapport de septembre 2011 sur les coûts d’approvisionnement, la CRE émet la recommandation d’augmenter la part de production marché à 30%. Pour la Belgique, la CREG estime que cela devrait être minimum 50%. Actuellement, la composante énergie pour un T2 est supérieure de 5 EUR/MWh chez ECS par rapport à GDF alors que GDF Suez affirme gérrer son portefeuille européen d’approvisionnement de manière globale sans adossement spécifique.

135 En l’occurrence, Eneco utilise une formule TTF + 7,95 (EUR/MWh). Pour janvier 2012, ceci donne 32,7 EUR/MWh chez Eneco contre 43,7 EUR/MWh chez ECS. Eneco peut proposer des prix inférieurs car il s’approvisionne sur base d’un contrat TTF moins cher que les contrats d’achat basés principalement sur les prix du pétrole.

confondus est ici de [Confidentiel] sur la période 2009-2011.

Graphique composante énergie

399. Le graphique suivant montre l’évolution mensuelle du prix sur la période 2009-2011 des différents segments de la composante énergie.

Figure 39: Evolution du prix 2009-2011

[Confidentiel]