Electricity and gas market observatory. 4. 2005 quarter

Texte intégral

(1)Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz 4ème trimestre 2005.

(2) 2/42.

(3) Introduction .............................................................................................................4 Le marché de l’électricité .........................................................................................5 Le marché de détail de l’électricité ..........................................................................5 1. 2. 3. 4.. Introduction................................................................................................................... 5 Les segments de la clientèle éligible et leurs poids respectifs.............................................. 6 Etat des lieux au 1er janvier 2006..................................................................................... 7 Analyse en dynamique : 4ème trimestre 2005................................................................... 11. Le marché de gros de l’électricité ..........................................................................15 1. 2. 3. 4. 5. 6.. Introduction................................................................................................................. 15 Volumes sur le marché de gros français et comparaison européenne ................................ 17 Prix sur le marché de gros français et comparaison européenne ....................................... 19 Volumes d’imports/exports............................................................................................ 22 Concentration du marché français de l’électricité ............................................................. 23 Faits marquants du 4ième trimestre 2005 ......................................................................... 25. Le marché du gaz ...................................................................................................26 Le marché de détail du gaz ....................................................................................26 1. 2. 3. 4.. Introduction................................................................................................................. 26 Les segments de la clientèle éligible et leurs poids respectifs............................................ 27 Etat des lieux au 1er janvier 2006................................................................................... 27 Analyse en dynamique : 4ème trimestre 2005................................................................... 32. Le marché de gros du gaz.......................................................................................34 1. 2. 3.. La formation des prix du gaz et les marchés du gaz en Europe......................................... 34 Le marché de gros en France ........................................................................................ 36 Les faits marquants du 4ème trimestre 2005 .................................................................... 38. Glossaire commun de l’observatoire des marchés de l’électricité et du gaz .........39 Glossaire propre à l’observatoire du marché de l’électricité .................................40 Glossaire propre à l’observatoire du marché du gaz..............................................42. 3/42.

(4) Introduction Depuis le 1er juillet 2004, tous les consommateurs d’électricité et de gaz sont reconnus éligibles sur un site de consommation dès lors que tout ou partie de l’électricité ou du gaz consommé sur ce site est destiné à leur usage non résidentiel. L’ observatoire des marchés a pour objectif de présenter à un large public des indicateurs de suivi de l’ouverture des marchés. Il porte sur les marchés de gros et de détail de l’électricité et du gaz en France métropolitaine. Cet observatoire, actualisé tous les trimestres, est publié sur le site internet de la CRE (www.cre.fr). Une version anglaise est également disponible. Il vient compléter les informations déjà diffusées par la CRE : informations pratiques pour les clients éligibles : guide du consommateur, liste des fournisseurs, - communications sur le fonctionnement des marchés, rapport annuel sur l’activité de la CRE. -. 4/42.

(5) Le marché de l’électricité Le marché de détail de l’électricité. 1. Introduction L’ouverture du marché français de l’électricité a connu plusieurs étapes décisives : -. à partir de juin 2000, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle d’électricité supérieure à 16 GWh. à partir de février 2003, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle d’électricité supérieure à 7 GWh. à partir de juillet 2004, éligibilité de toutes les entreprises et collectivités locales.. Depuis le 1er juillet 2004 en effet, toutes les entreprises et collectivités locales peuvent librement choisir leur fournisseur d’électricité (4,5 millions de sites clients représentant une consommation d’électricité annuelle d’environ 295 TWh). Les clients éligibles ont le choix entre deux types de contrats : - les contrats aux tarifs réglementés (proposés uniquement par des fournisseurs historiques) - les contrats aux prix de marché (proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs). L’accès à ce type de contrat suppose d’avoir exercé son éligibilité.. Les sources de l’observatoire sont RTE et les sept plus grands gestionnaires de réseaux de distribution (EDF Réseau de Distribution, Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, Régie du SIEDS, Usine d’ Electricité de Metz, SICAE de l’Oise et Sorégies). Ces gestionnaires de réseau couvrent plus de 98% des sites français et de la consommation nationale d’électricité. Par convention, les données de nombre de sites pour un mois M (ou un trimestre T) incluent : - les mises en service réalisées au cours du mois M (du trimestre T). - les changements de fournisseurs demandés le mois M (le trimestre T) et effectivement réalisés le 1er du mois M+1 (du trimestre T+1).. 5/42.

(6) 2. Les segments de la clientèle éligible et leurs poids respectifs. Typologie des sites éligibles. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Le marché de la clientèle éligible se divise en trois segments : • Grands sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250 kW. Ces sites sont des grands sites industriels, des hôpitaux, des hypermarchés, de grands immeubles… (consommation annuelle supérieure à 1 GWh en général) • Moyens sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est inférieure à 250 kW et sites en basse tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 36 kVA. Ces sites correspondent à des locaux de PME par exemple (consommation annuelle comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh). • Petits sites : sites en basse tension dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA. Ces sites correspondent au marché de masse des professionnels (les professions libérales, les artisans, …). Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh. Les grands sites, s’ils ne représentent qu’ 1% des sites en nombre, représentent 66% de la consommation d’électricité totale des sites éligibles. Les petits sites, s’ils représentent 91% des sites en nombre, ne représentent que 15 % de la consommation d’électricité totale des sites éligibles.. 6/42.

(7) 3. Etat des lieux au 1er janvier 2006 A. Tableau de synthèse du trimestre écoulé. Situation. Au 1er janvier 2006. Au 1er octobre 2005. (en nombre de sites) - sites éligibles. 4 500 000. 4 500 000. 475 000. 329 700. 153 900. 106 150. 32 %. 32 %. 3,4 %. 2,4 %. - sites ayant exercé leur éligibilité - sites ayant opté pour un fournisseur alternatif - parts de marché des fournisseurs alternatifs sur l’ensemble des sites ayant exercé leur éligibilité - parts de marché des fournisseurs alternatifs sur l’ensemble des sites éligibles Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. B. Evolution du parc des sites ayant exercé leur éligibilité Cumul des sites ayant exercé leur éligibilité 500 000. 450 000. 400 000. 350 000. 300 000. grands moyens petits. 250 000. 200 000. 150 000. 100 000. 50 000. 0 janv-05. févr-05. mars-05. avr-05. mai-05. juin-05. juil-05. août-05. sept-05. oct-05. nov-05. déc-05. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. 7/42.

(8) Environ 475 000 sites ont exercé leur éligibilité au 1er janvier 2006. L’ exercice de l’éligibilité est passé de 30 000 sites par mois en moyenne au 3ème trimestre 2005 à 50 000 sites par mois en moyenne au 4ème trimestre 2005. Un an et demi après l’ouverture du marché à l’ensemble des entreprises et des collectivités locales, 3,4% des sites éligibles ont fait le choix d’un fournisseur alternatif.. C. Taux d’exercice de l’éligibilité au 1er janvier 2006 18% 18%. 11%. 11%. 7%. 7%. 5%. 1er janvier. 1er octobre. tous sites. 1er janvier. 1er octobre. grands. 1er janvier. 5%. 1er octobre. moyens. 1er janvier. 1er octobre. petits. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Le taux d’exercice de l’éligibilité correspond au nombre de sites ayant exercé leur éligibilité rapporté au nombre de sites éligibles du segment concerné. Le taux d’exercice de l’éligibilité est bien plus élevé chez les grands sites, pour qui la concurrence est effective depuis plus longtemps. Un an et demi après l’ouverture du marché à l’ensemble des entreprises et des collectivités locales, 11% des sites éligibles ont exercé leur éligibilité.. 8/42.

(9) D. Parts de marché au 1er janvier 2006 Pourcentage des sites alimentés par les fournisseurs alternatifs rapporté au nombre total des sites ayant exercé leur éligibilité. 33% 34%. 32% 32%. 23% 23% au 1er janvier 2006 au 1er octobre 2005. 12% 9%. tous sites. grands. moyens. petits. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. La pénétration de la concurrence sur les sites de taille moyenne a augmenté ce trimestre. Elle reste néanmoins nettement inférieure à celle constatée sur les autres segments.. 9/42.

(10) Part de la consommation alimentée par des fournisseurs alternatifs rapportée à la consommation totale des sites éligibles. 13,3%. 13%. 13%. 13%. 13,1%. avr-05. mai-05. juin-05. juil-05. 12,6%. 14,4%. 14,6%. 14,7%. août-05. sept-05. oct-05. 15%. 11,9% 11,1%. déc-04. janv-05. févr-05. mars-05. nov-05. Sources : GRD, RTE – Analyse : estimation CRE. En terme de consommation d’électricité, la part de marché des fournisseurs alternatifs est en légère augmentation en novembre 2005 (15%).. E. Nombre de fournisseurs alternatifs actifs au 1er janvier 2006. Tous sites Nombre de fournisseurs alternatifs actifs. 26. Grands. Moyens 25. Petits 10. 9. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Un fournisseur alternatif est dit actif s’il possède au minimum un client en portefeuille.. Pour mémoire, plus de 160 fournisseurs historiques sont présents sur le territoire français.. 10/42.

(11) 4. Analyse en dynamique : 4ème trimestre 2005 A. Tableau de synthèse du trimestre écoulé. Les ventes brutes mensuelles d’un fournisseur correspondent au nombre de sites ayant signé un contrat au cours du mois considéré. Les ventes brutes aux prix de marché (et donc hors tarifs réglementés) mesurent l’efficacité commerciale des différents fournisseurs, en terme d’acquisition de nouveaux sites. Dans la suite de ce paragraphe, seules les ventes brutes aux prix de marché seront étudiées. Pour un fournisseur alternatif donné, ses ventes brutes sont égales à la somme : • du nombre de sites mis en service avec exercice de l’éligibilité • du nombre de sites ayant choisi ce fournisseur à l’occasion d’un changement de fournisseur Pour un fournisseur historique donné, ses ventes brutes aux prix de marché sont égales à la somme : • du nombre de sites ayant nouvellement exercé leur éligibilité (soit via une renégociation de contrat, soit via une mise en service) • du nombre de sites ayant choisi ce fournisseur à l’occasion d’un changement de fournisseur Les ventes brutes aux prix de marché reflètent mieux l’activité concurrentielle que le simple décompte des cas d’exercice de l’éligibilité puisqu’elles prennent également en compte les passages d’un fournisseur alternatif à l’autre.. AU COURS DU TRIMESTRE : (en nombre de sites) - ventes brutes totales aux prix de marché - ventes brutes des fournisseurs alternatifs - parts de marché des fournisseurs alternatifs. 4ème trimestre. 3ème trimestre. 2005. 2005 154 400. 90 400. 50 400. 33 500. 33 %. 37 %. sur l’ensemble des ventes brutes aux prix de marché Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. 11/42.

(12) B. Part des mises en service dans les ventes brutes aux prix de marché des trimestres écoulés Décomposition des ventes brutes aux prix de marché - en nombre de sites -. 160 000. 140 000. 120 000 Changements de fournisseur ou renégociations de contrat. 100 000. Mises en service avec exercice de l'éligibilité. 80 000. 60 000. 40 000. 20 000. 0. T1 2005. T2 2005. T3 2005. T4 2005. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Les ventes brutes aux prix de marché du 4ème trimestre 2005 sont en très forte hausse par rapport au troisième trimestre (+71%).. 12/42.

(13) C. Parts de marché des fournisseurs alternatifs. Pourcentage des sites signant un contrat avec un fournisseur alternatif. 64%. 62%. A l'occasion de : Changements de fournisseur ou renégociations de contrat. 46% 42%. Mises en service avec exercice de l'éligibilité. 0,8%. T1 2005. 2,0%. T2 2005. 3,5%. T3 2005. 5,2%. T4 2005. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE. Les fournisseurs alternatifs restent très peu présents sur le segment des mises en service, même si leur part de marché sur ce segment est en augmentation depuis le 1er trimestre 2005. Pour ce qui est des changements de fournisseur et des renégociations de contrat, la part de marché des fournisseurs alternatifs est en recul par rapport au 3ème trimestre 2005. Cette performance des fournisseurs alternatifs sur le segment des changements de fournisseur se reflète dans leurs parts de marché sur le segment des ventes brutes :. 13/42.

(14) Pourcentage des ventes brutes aux prix de marché réalisées par les fournisseurs alternatifs. 38%. 37% 33%. 23%. T1 2005. T2 2005. T3 2005. T4 2005. Sources : GRD, RTE – Analyse : CRE -arrondis-. 14/42.

(15) Le marché de gros de l’électricité. 1. Introduction A. Les principales dates concernant le marché de gros français -. Novembre 2000 : la CRE valide la première version du contrat de responsable d’équilibre (RE)1 Début 2001 : premiers achats de pertes sur le marché par RTE Mai 2001 : premières cotations OTC publiées concernant le marché français Septembre 2001 : premières mises aux enchères de capacités de production par EDF (VPP) Novembre 2001 : lancement du marché Powernext Spot Juin 2004 : lancement du marché Powernext Futures Août 2005 : lancement du marché EEX France (Futures à livraison physique France) B. Présentation du marché de gros français. Le graphique ci-dessous présente schématiquement les différents segments amont et aval ainsi que le fonctionnement du marché de gros français. Y sont différenciées les transactions débouchant sur une livraison physique sur le réseau (livraisons France) et les transactions financières pures. Les volumes ne transitant pas par le marché de gros (volumes hors marchés) y sont également représentés. Injections physiques sur les réseaux (582 TWh) Importations (6 %). Marché de gros (225 TWh soit 39% des injections/soutirages). OTC PWX. Production Hors VPP (87 %). EEX. Ajustement. Production VPP (7 %) Volumes hors marchés. OTC : marché bilatéral. Livraisons France. PWX : Powernext. Transactions financières. EEX : European Energy Exchange. Soutirages physiques sur les réseaux (582 TWh) Exportations (16 %). Consommation clients finals (78 %), dont : • clients aux tarifs réglementés • clients aux prix de marché. Pertes des réseaux approvisionnées sur les marchés (6 %). Source : RTE (données provisoires 2005) – Analyse : CRE 1 Le responsable d’équilibre est un intermédiaire entre des consommateurs éligibles et le RTE. A ce titre, il prend en charge les risques financiers liés aux ajustements que le RTE doit effectuer pour compenser les écarts éventuels entre les programmes d’approvisionnement d’un consommateur, ou d’un ensemble de consommateurs, et leurs consommations effectives, dans le but de garantir l’équilibre général du réseau.. 15/42.

(16) Les volumes échangés sur le marché de gros français pour livraison sur la plaque France ont crû de façon régulière au cours des quatre dernières années. Au 4ième trimestre 2005, le volume total des transactions sur le marché de gros est estimé à 68,4 TWh (contre 51,4 TWh au troisième trimestre 2005), soit environ 44% des injections ou soutirages sur le réseau au cours de la période (contre 41% au troisième trimestre 2005). Après avoir affiché une stagnation jusqu’à la fin de l’été, l’activité sur le marché de gros français connaît une forte croissance au cours des quatre derniers mois de l’année 2005. Volumes échangés sur le marché de gros français - livraisons France 24 000 22 000 20 000 18 000 16 000. PWX Futures. GWh. 14 000. PWX Spot OTC. 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000. oct-05. juil-05. avr-05. janv-05. oct-04. juil-04. avr-04. janv-04. oct-03. juil-03. avr-03. janv-03. oct-02. juil-02. avr-02. janv-02. 0. Sources : RTE, PWX – Analyse : CRE. 16/42.

(17) 2. Volumes sur le marché de gros français et comparaison européenne Rappelons qu’au regard de la consommation nationale, les volumes de transactions sur les bourses d’échanges en Europe restent peu importants, sauf sur le NordPool. Malgré le développement des marchés d’échanges organisés, l’essentiel du commerce de gros de l’électricité continue donc de s’effectuer sur le mode du gré à gré, au travers de transactions OTC directes ou via des intermédiaires (sociétés de courtage et plate-formes de trading). Par ailleurs, le marché de gros français englobe à la fois les échanges purement financiers et les transactions débouchant sur une livraison physique d’électricité sur le réseau français. A. Estimation des volumes OTC : échanges de blocs sur le marché français Les données de volumes concernant les transactions bilatérales n’étant pas publiques, le volume des échanges de blocs constitue un estimateur de la liquidité du marché OTC français. Comme le montre le graphique ci-dessous, le volume des échanges de blocs a connu une croissance constante au cours des quatre dernières années. Après avoir affiché une légère reprise au troisième trimestre de l’année, la liquidité connaît une forte progression au quatrième trimestre 2005. Les volumes traités atteignent 20,4 TWh en moyenne mensuelle au 4ième trimestre 2005 (contre 15,2 TWh au cours du troisième trimestre 2005).. Echanges de blocs sur le marché de gros français - volumes mensuels moyens 22000 20000 18000. GWh. 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 1er trimestre 2002. 2e trimestre 2003. 3e trimestre 2004. 4e trimestre 2005. Source : RTE – Analyse : CRE. 17/42.

(18) B. Volumes échangés sur les marchés organisés On observe une nette croissance de la liquidité sur Powernext Futures au quatrième trimestre 2005. Les volumes échangés sur Powernext spot, stationnaires jusqu’au trimestre précédent, sont quant à eux en légère augmentation au 4ième trimestre 2005. Volumes mensuels échangés sur PWX Spot et PWX Futures - toutes échéances confondues 8 000 7 000. GWh. 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000. PWX Spot. 4e trim. 2005. 3e trim. 2005. 2e trim. 2005. 1er trim. 2005. 4e trim. 2004. 0. PWX Futures. Volumes mensuels moyens échangés au 4ième trimestre 2005 sur les principales places européennes (spot & futures) 40 35 30 TWh. 25 20 15 10 5 0. PWX. EEX. APX. Omel. Futures. 6,7. 28,9. 0. 0. Spot. 1,9. 8,2. 1,5. 18,9. Sources : PWX, EEX, APX, Omel – Analyse : CRE A dater de la présente version de l’Observatoire, le volume d’activité indiqué pour EEX Futures ne contient plus la compensation de transactions OTC.. 18/42.

(19) 3. Prix sur le marché de gros français et comparaison européenne Les prix des transactions bilatérales n’étant pas publics, cette section porte sur les bourses de l’électricité uniquement. A. Prix spot Comme c’est le cas habituellement, les prix spot en France et en Allemagne ont suivi une évolution analogue au quatrième trimestre 2005. Toutefois, par rapport à ce qui a été observé au cours des trimestres précédents, le différentiel de prix entre les deux pays s’est inversé au 4ième trimestre 2005 (France plus chère en moyenne). Au cours du trimestre, le niveau de prix moyen base (62,54 €/MWh sur PWX et 59,82 €/MWh sur EEX) est de l’ordre du double de celui observé pendant la même période de l’année précédente (29,82 €/MWh sur PWX et 29,69 €/MWh sur EEX). Prix spot Base - moyennes mensuelles 90 80. PW X. Euro/MWh. 70. EEX. 60 50 40 30 1-juil-05. 1-sept-05. 1-nov-05. 1-juil-05. 1-sept-05. 1-nov-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 20. Prix spot Pointe - moyennes mensuelles 140 130 PW X. Euro/MWh. 120 110. EEX. 100 90 80 70 60 50 40. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 30. Sources : PWX, EEX – Analyse : CRE. 19/42.

(20) Comme le montre le graphique ci-dessous, les prix spot du quatrième trimestre 2005 sur les principales bourses européennes connaissent une forte tendance haussière, même si l’impact est plus ou moins marqué selon les places suivies. On observe des pics de prix particulièrement importants sur PWX (France), EEX (Allemagne) et APX (Pays-Bas) en décembre 2005.. Prix spot Base en Europe - moyennes mensuelles & courbe de tendance (régression linéaire sur PWX) 100 90 80. Euro/MWh. 70 60 50 40 30. PWX. EEX. APX. Omel. NordPool. Linéaire (PWX). 1-nov-05. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 20. Sources : PWX, EEX, APX, Omel, NordPool – Analyse : CRE. 20/42.

(21) B. Prix futures Les prix futures annuels (Y+1) en France et en Allemagne au cours du quatrième trimestre 2005 sont à la hausse en Base comme en Pointe. L’augmentation des prix futures semble s’accélérer à partir de novembre 2005. Les prix futures annuels français en base atteignent en moyenne 48,68 €/MWh sur Powernext au 4ième trimestre 2005 (+7% par rapport au 3ième trimestre 2005). Au cours du trimestre, le renversement du différentiel de prix, constaté depuis début mars 2005, entre les marchés français et allemand sur le produit Y+1 perdure (France plus chère que l’Allemagne). Soulignons que le différentiel de prix France-Allemagne s’est resserré à partir de mi-novembre 2005, en Base comme en Pointe. Prix Futures Y+1 Base - moyenne mobile 28 jours 54 PWX. 50. Euro/MWh. EEX. 46 42 38 34. 1-nov-05. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 30. Prix Future Y+1 Pointe - moyenne mobile 28 jours 75 PWX. 70. Euro/MWh. EEX. 65 60 55 50. 1-nov-05. 1-sept-05. 1-juil-05. 1-mai-05. 1-mars-05. 1-janv-05. 1-nov-04. 1-sept-04. 1-juil-04. 1-mai-04. 1-mars-04. 1-janv-04. 45. Sources : PWX, EEX – Analyse : CRE. 21/42.

(22) 4. Volumes d’imports/exports Contrairement aux deux trimestres précédents, les importations sont en nette augmentation au quatrième trimestre 2005 et atteignent des volumes supérieurs de 14% à ceux observés au même trimestre de l’année passée. Somme des importations par trimestre (incluant EDF). GWh 12000 11000 10000. Imports court terme. 9000 8000 7000 6000 5000 4000. Imports long terme. 3000 2000. T4 2005. T3 2005. T2 2005. T1 2005. T4 2004. T3 2004. T2 2004. T1 2004. T4 2003. T3 2003. T2 2003. 0. T1 2003. 1000. Source : RTE – Analyse : CRE. Les exportations sont en légère hausse au quatrième trimestre mais atteignent des volumes inférieurs de 6% à ceux observés au même trimestre de l’année passée. Somme des exportations par trimestre (incluant EDF). GWh 26000 24000 22000 20000. Exports court terme. 18000 16000 14000 12000. Exports long terme. 10000 8000 6000 4000. T4 2005. T3 2005. T2 2005. T1 2005. T4 2004. T3 2004. T2 2004. T1 2004. T4 2003. T3 2003. T2 2003. 0. T1 2003. 2000. Source : RTE – Analyse : CRE. 22/42.

(23) 5. Concentration du marché français de l’électricité A la fin du quatrième trimestre 2005, 88 responsables d’équilibre sont présents sur le marché de gros français, dont 49 interviennent sur Powernext Spot et 21 sur Powernext Futures (contre respectivement 86, 47 et 22 à la fin du troisième trimestre 2005). A. Concentration des différents segments du marché de gros français Le graphique suivant donne l’indice de Herfindahl-Hirschman (HHI)2 pour les différents segments du marché de gros français. Au 4ième trimestre 2005, les achats et les ventes sur le marché OTC et la bourse apparaissent comme des segments de marché peu concentrés, que le groupe EDF soit pris en compte ou non. Indice de concentration HHI – marché de gros - quatrième trimestre 2005 -. Source : RTE – Analyse : CRE. B. Concentration des différents segments en amont et en aval du marché de gros français Le marché de gros étant le lieu des échanges entre injections et soutirages, il est intéressant de comparer les concentrations relatives de ces marchés. Les graphiques suivants montrent la concentration des marchés aval (injections) et amont (soutirages). Parmi les injections, la production est particulièrement concentrée, qu’EDF soit pris en compte ou non. Ceci reflète le faible nombre de grands producteurs français. Les autres segments (VPP, importations) apparaissent comme des segments de marché peu concentrés.. 2. L’indice HHI est égal à la somme des carrés des parts de marché des intervenants, et mesure la concentration du marché (il est d’autant plus élevé que le marché est concentré). On considère généralement qu’un marché est peu concentré si son HHI est inférieur à 1 000, et très concentré s’il est supérieur à 1 800. Étant données les spécificités des marchés de l’électricité, cet indice ne doit être utilisé comme un indicateur du degré de concurrence qu’avec précaution. En effet, dans le cas de l’électricité, concentration et concurrence ne sont pas liées de façon aussi directe que sur la plupart des marchés.. 23/42.

(24) Indice de concentration HHI – injections - quatrième trimestre 2005 -. Source : RTE – Analyse : CRE. La vente aux clients finals et les exportations sont quant à eux particulièrement concentrés lorsque EDF est pris en compte, mais apparaissent comme des segments de marché peu concentrés lorsque EDF n’est pas pris en compte. Enfin, le marché des pertes est concentré, quoique dans une moindre mesure, avec ou sans EDF. Indice de concentration HHI – soutirages - quatrième trimestre 2005 -. Source : RTE – Analyse : CRE. 24/42.

(25) 6. Faits marquants du 4ième trimestre 2005 Jusqu’à octobre 2005, les prix de l’électricité (Y+1) et du CO2 sont étroitement corrélés, les effets de la hausse du prix de la tonne de carbone semblant expliquer en grande partie la hausse des prix de l’électricité. Cependant, on peut observer que les prix CO2 sont orientés à la baisse à partir de fin septembre 2005. De ce fait, la corrélation des prix de l’électricité avec le prix de la tonne de CO2 ne semble plus être vérifiée au troisième trimestre 205, les prix de l’électricité ayant augmenté fortement en fin d’année. Durant les trois derniers mois de 2005, les prix de l’électricité semblent particulièrement impactés par la forte augmentation des prix du gaz. Prix du future annuel (Y+1) sur EEX et PWX & indice PWX CO2 €/MWh. €/tC02 30. 60 55. 25. 50. 20. 45 15. 40. 10. 35 30. EEX. PWX. 27-déc-05. 24-nov-05. 24-oct-05. 21-sept-05. 19-août-05. 19-juil-05. 16-juin-05. 16-mai-05. 13-avr-05. 11-mars-05. 8-févr-05. 6-janv-05. 6-déc-04. 3-nov-04. 1-oct-04. 5. Indice PWX CO2. Sources : PWX, EEX– Analyse : CRE. Prix du future annuel (Y+1) sur EEX et PWX & Gas Year NBP €/MWh élec. €/MWh gaz 35. 60 55. 30. 50. 25. 45 20. 40. 15. 35. 10. EEX. PWX. 27-déc-05. 24-nov-05. 24-oct-05. 21-sept-05. 19-août-05. 19-juil-05. 16-juin-05. 16-mai-05. 13-avr-05. 11-mars-05. 8-févr-05. 6-janv-05. 6-déc-04. 3-nov-04. 1-oct-04. 30. Gas year NBP. Sources : PWX, EEX– Analyse : CRE. 25/42.

(26) Le marché du gaz Le marché de détail du gaz. 1. Introduction L’ouverture du marché français du gaz a connu plusieurs étapes : -. -. à partir d’août 2000, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle de gaz supérieure à 237 GWh et de tous les producteurs d’électricité ou producteurs simultanés d’électricité et de chaleur quelque soit leur niveau de consommation annuelle. à partir d’août 2003, éligibilité de tous les sites ayant une consommation annuelle de gaz supérieure à 83 GWh. à partir de juillet 2004, tous les consommateurs finals non-résidentiels peuvent librement choisir leur fournisseur de gaz. Cela représente 640 000 sites, soit une consommation annuelle de gaz d’environ 380 TWh.. Les principales sources d’information sont les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution : Gaz de France-Réseau Transport, Total Infrastructures Gaz France, Gaz de FranceRéseau Distribution et les 21 entreprises locales de distribution. Par convention, les données pour un mois M (ou un trimestre T) incluent : - les mises en service réalisées au cours du mois M (du trimestre T) - les changements de fournisseurs demandés le mois M (le trimestre T) et effectivement réalisés le 1er du mois M+1 (du trimestre T+1). Les quantités d’énergie sont les consommations annuelles prévisionnelles des clients.. 26/42.

(27) 2. Les segments de la clientèle éligible et leurs poids respectifs Typologie des sites éligibles. 0,2%. 44%. transport. 99,8%. distribution 56%. nombre de sites éligibles. consommation de gaz. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. Les clients éligibles raccordés aux réseaux de transport sont tous de gros consommateurs de gaz. Ils représentent moins de 1% du nombre de sites mais environ la moitié de la consommation des éligibles. 3. Etat des lieux au 1er janvier 2006 A. Tableaux de synthèse Nombre de sites Au 1er janvier 2006. Au 1er octobre 2005. Sites éligibles 640 000 68 400 320 68 080. - sites éligibles - sites ayant exercé leur éligibilité - dont Transport - dont Distribution. 640 000 52 000 310 51 690. Sites ayant changé de fournisseur - sites ayant exercé leur éligibilité et alimentés par un fournisseur alternatif - % des sites éligibles - % des sites ayant exercé leur éligibilité. 10 140. 3 940. 2%. 1%. 15%. 8%. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 27/42.

(28) Quantités d’énergie (en TWh) Au 1er janvier 2006. Au 1er octobre 2005. Sites éligibles 380 198 143 55. - sites éligibles - sites ayant exercé leur éligibilité - dont Transport - dont Distribution. 380 176 131 45. Sites ayant changé de fournisseur - sites ayant exercé leur éligibilité et alimentés par un fournisseur alternatif - % des sites éligibles - % des sites ayant exercé leur éligibilité. 64. 48. 17%. 13%. 32%. 27%. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. B. Evolution de la situation des sites ayant exercé leur éligibilité. 1 000. 210. 900. 180. 100 000 90 000 80 000. 700 600 500 400 300 200. quantités en TWh. 800 150. 70 000 60 000. 120. 50 000 90. 40 000 30 000. 60. 20 000. 30. 10 000. 100 0. 0. 0. quantités en TWh pour les sites raccordés au transport. quantités en TWh pour les sites raccordés à la distribution. nom bre de sites transport. nom bre de sites distribution. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 28/42. nombre de sites. 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0. Réseau de distribution. nombre de sites. quantités en TWh. Réseau de transport.

(29) C. Taux d’exercice de l’éligibilité au 1er janvier 2006 (en quantités d’énergie consommées) 78%. 82%. 52% 46%. 21%. 1er oct. 1er janv. 1 Tous sites. 1er oct. 1er janv. 2 Transport. 25%. 1er oct. 1er janv. 3 Distribution. (en nombre de sites éligibles) 47% 40%. 8%. 11%. 1er oct. 1er janv. 1 Tous sites. 8%. 1er oct. 1er janv. 2 Transport. 11%. 1er oct. 1er janv. 3 Distribution. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. Le taux d’exercice de l’éligibilité correspond à la quantité d’énergie consommée par les sites ou au nombre de sites éligibles ayant exercé leur éligibilité rapportée à la quantité d’énergie consommée par l’ensemble des sites éligibles ou au nombre de sites éligibles dans le segment concerné. Le taux d’exercice de l’éligibilité est bien plus élevé pour les sites raccordés aux réseaux de transport, pour qui la concurrence est effective depuis plus longtemps.. 29/42.

(30) D. Taux d’exercice de l’éligibilité au 1er janvier 2006 ( en quantités d’énergie consommées, sur l’ensemble des sites éligibles de chaque zone). 40%. 52% 8%. 40%. 33%. 34%. 26%. 66% 42%. 25%. 9%. 25%. 53%. 13%. 34% 67%. 2%. 31%. Part des éligibles n’ayant pas exercé leur éligibilité. Part des éligibles ayant exercé leur éligibilité et alimentés par leur fournisseur historique. Situation au 1er janvier 2006. Part des éligibles ayant exercé leur éligibilité et alimentés par un fournisseur alternatif. Situation au 1er octobre 2005. Ensemble du territoire. Ensemble du territoire. 54%. 48% 17% 35%. 33%. 13%. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 30/42.

(31) E. Parts de marché au 1er janvier 2006 ( en quantités d’énergie consommées, sur l’ensemble des sites éligibles de chaque zone) 92%. 8%. 74%. 9%. 69%. 17% 86%. 7% 2%. 11%. 22%. 3%. 85%. 9% 6%. 41% 10%. 2%. 47%. TEGAZ. Gaz de France. Situation au 1er janvier 2006. Ensemble du territoire. ELD. Autres. Situation au 1er octobre 2005 Ensemble du territoire. 77% 80%. 2%. 10%. 11%. 2%. 10%. 8%. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 31/42.

(32) F. Nombre de fournisseurs alternatifs actifs au 1er janvier 2006 Ensemble. Transport. Distribution. 15. 12. 9. Nombre de fournisseurs alternatifs actifs Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. Un fournisseur alternatif est dit actif s’il possède au minimum un client en portefeuille. Au 1er janvier 2006, trois fournisseurs n’ont de clients que sur les réseaux de distribution, et six que sur les réseaux de transport. Un nouveau fournisseur a commencé ses livraisons de gaz naturel au 1er décembre 2005, portant à 15 le nombre de fournisseurs actifs. 4. Analyse en dynamique : 4ème trimestre 2005 A. Tableaux de synthèse du trimestre écoulé Nombre de sites 4ème Trimestre 2005 Sites éligibles - sites ayant exercé leur éligibilité. 16 400. Sites ayant changé de fournisseur - sites ayant exercé leur éligibilité et alimentés par un fournisseur alternatif - % des sites ayant exercé leur éligibilité au cours du trimestre. 6 200 38%. - sites ayant exercé leur éligibilité et revenus auprès de leur fournisseur historique. 18. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. Quantités d’énergie (en TWh) 4ème Trimestre 2005 Sites éligibles - sites ayant exercé leur éligibilité. 22. Sites ayant changé de fournisseur - sites ayant exercé leur éligibilité et alimentés par un fournisseur alternatif - % des sites ayant exercé leur éligibilité au cours du trimestre - sites ayant exercé leur éligibilité et revenus auprès de leur fournisseur historique. 16 73%. 1,7. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 32/42.

(33) B. Parts de marché des fournisseurs Evolution des parts des fournisseurs alternatifs dans la consommation d’énergie des sites ayant exercé leur éligibilité au cours du trimestre. 73%. 40%. 33% 20%. 1T 2005. 2T 2005. 3T 2005. 4T 2005. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 33/42.

(34) Le marché de gros du gaz. 1. La formation des prix du gaz et les marchés du gaz en Europe La France et les autres pays d’Europe continentale s’approvisionnent principalement par le biais de contrats à long terme (de 15 à 25 ans) passés entre les sociétés nationales des pays producteurs (Gazprom, Sonatrach, Statoil, Gasunie …) et les fournisseurs historiques. Les prix du gaz dans le cadre de ces contrats à long terme évoluent principalement en fonction de celui des produits pétroliers (fioul domestique et fioul lourd) avec un retard de trois à six mois. En 2004, environ 95% du gaz importé en France était acheté dans le cadre de contrats à long terme (Russie : 22%, Algérie : 16%, Mer du Nord : 35%, Pays-Bas : 21%). En complément, un marché de gros, ou marché spot du gaz se développe en Europe, mais seul le NBP, en Grande-Bretagne, traite de volumes significatifs de gaz. En Europe continentale les marchés sont encore embryonnaires et ne représentent qu’une part très faible des approvisionnements totaux ; les marchés de Zeebrugge en Belgique et le TTF aux Pays-Bas sont les plus développés mais ils ne sont pas encore assez liquides pour fournir des indicateurs suffisamment représentatifs des prix de marché. Le prix du gaz day-ahead au NBP évolue en fonction de l’offre et de la demande. Comparaison du prix spot NBP et Zeebruge et du contrat long terme Troll délivré à Zeebrugge en Euro/MWh. 45 contrat long terme Troll. spot NBP. spot Zeebrugge. 40 35. 25 20 15 10 5. janv-02 févr-02 mars-02 avr-02 mai-02 juin-02 juil-02 août-02 sept-02 oct-02 nov-02 déc-02 janv-03 févr-03 mars-03 avr-03 mai-03 juin-03 juil-03 août-03 sept-03 oct-03 nov-03 déc-03 janv-04 févr-04 mars-04 avr-04 mai-04 juin-04 juil-04 août-04 sept-04 oct-04 nov-04 déc-04 janv-05 févr-05 mars-05 avr-05 mai-05 juin-05 juil-05 août-05 sept-05 oct-05 nov-05 déc-05. Euro/MWh. 30. Sources : Heren, Platts – Analyse : CRE. 34/42.

(35) Les prix au NBP en Grande-Bretagne influent sur ceux des marchés de gros sur le continent. En effet, l’Interconnector, gazoduc qui relie la Grande-Bretagne et le continent, permet des arbitrages entre les deux zones, pour un volume encore limité. Flux mensuels nets en Gm3 (sens forward : exportations du RU vers le continent) 3. Bacton ve rs Ze e brugge. Flux mensuels nets de l'Interconnector en Gm. 1,4. 3. Gm /mois. 1,0 0,6 0,2 -0,2 -0,6. décembre. novembre. 2005. octobre. août. juillet. juin. 2004. septembre. 2003. mai. mars. avril. Ze e brugge ve rs Bacton **. février. -1,4. janvier. -1,0. Source : IUK – Analyse : CRE **Entrée en service de 8 Gm3/an de capacité supplémentaire le 8/11/2005. Le déclin de l’offre en Grande Bretagne, qui est devenue importatrice nette en 2004, se traduit par une tension sur le marché spot anglais et une flambée des prix pour livraison annuelle (la cotation gas year). Comparaison du prix gas year NBP et à Zeebrugge et du contrat long terme Troll livré à Zeebrugge en Euro/MWh 32 30. contrat long terme Troll. gas year NBP. gas year Zeebrugge. 28 26. 22 20 18 16 14 12 10 8. janv-03 févr-03 mars-03 avr-03 mai-03 juin-03 juil-03 août-03 sept-03 oct-03 nov-03 déc-03 janv-04 févr-04 mars-04 avr-04 mai-04 juin-04 juil-04 août-04 sept-04 oct-04 nov-04 déc-04 janv-05 févr-05 mars-05 avr-05 mai-05 juin-05 juil-05 août-05 sept-05 oct-05 nov-05 déc-05. Euro/MWh. 24. Sources : Heren, Platts – Analyse : CRE. 35/42.

(36) A terme, l’objectif est de créer des marchés régionaux de gaz en Europe, favorisant l’émergence de prix de marchés régionaux du gaz. Dans cette situation, la moitié nord de la France pourrait être reliée au marché régional du nord de l’Europe, la moitié sud étant reliée au marché ibérique grâce au développement prévu des interconnexions. 2. Le marché de gros en France. Les échanges sur le marché de gros se réalisent aux Points d’Echange de Gaz (PEG), points virtuels au niveau de chaque zone tarifaire où s’opèrent : • • •. les échanges de gaz entre fournisseurs ; l’approvisionnement en gaz des opérateurs de réseau pour la gestion du réseau pour l’équilibrage des bilans journaliers des expéditeurs, le fonctionnement des compresseurs, la constitution du stock en conduite pour les nouveaux ouvrages ; les livraisons correspondant au programme de cession temporaire de gaz.. Les PEG ont été mis en place en 2004. Les transactions aux PEG sont effectuées au jour le jour, ou font l’objet de contrats de plus longue durée.. quantités échangées (GWh). nombre de transactions. 6 000. 1400. 5 000. 1200 1000. 4 000. 800 3 000 600 2 000. 400. 1 000. 200 0. quantités échangées. déc-05. nov-05. oct-05. sept-05. août-05. juil-05. juin-05. mai-05. avr-05. mars-05. févr-05. janv-05. 0. nombre de transactions. Source : GRT – Analyse : CRE. 36/42.

(37) Pour introduire de la concurrence dans le sud de la France, un programme de cession temporaire de gaz ou gas release a été mis en place pour une durée de trois ans. Gaz de France remet sur le marché 15 TWh par an au point d’échange «sud», soit au total, sur toute la durée du programme, 45 TWh à travers des appels d’offres et des négociations de gré à gré. Pour sa part, Gaz du Sud-Ouest devenu Total Infrastructures Gaz France remet sur le marché, au point d’échange de gaz «sud-ouest», 1,1 TWh par an, pour une durée de trois ans ce qui représente sur toute la durée du programme 3,3 TWh. Le programme a démarré au 1er janvier 2005. Les fournisseurs attributaires des lots avaient la possibilité d’adapter la montée en régime des enlèvements à leurs besoins. Ainsi pour la première année, environ 40% des quantités disponibles ont été enlevées. Enlèvements constatées au cours de l’année 2005 : 100% 80%. 42%. 40%. Part enlevement/enlèvements annuels maximums. 60% Part non enlevé/enlèvements annuels maximums. 40% 58%. 60%. Zone Sud GRTGaz. Zone TIGF. 20% 0%. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. Une part des quantités enlevées a été livrée à des clients finals nouvellement acquis par les fournisseurs dans la zone correspondante. Le reste a été stocké ou acheminé vers d’autres zones d’équilibrage. Répartition des quantités enlevées, constatées au cours de l’année 2005 : 100%. % du gaz enlevé au PEG. 16% 80%. 38%. 60%. 2%. Livraisons clients finals acquis en 2005 dans la zone correspondante. 53%. Stockage. 40% Autre. 60% 20%. 31%. 0% Zone Sud GRTGaz. Zone TIGF. Sources : GRT, GRD – Analyse : CRE. 37/42.

(38) 3. Les faits marquants du 4ème trimestre 2005. Globalement, au 1er janvier 2006 : -. 15 fournisseurs sont actifs ; 68 400 sites ont exercé leur éligibilité pour une quantité annuelle d’énergie de 198 TWh, soit 52% de la consommation éligible ; la part de marché des fournisseurs alternatifs est de 17% de la consommation d’énergie de l’ensemble des sites éligibles.. Un peu plus de 16 000 sites ont exercé leur éligibilité au cours de ce trimestre pour une quantité annuelle de 22 TWh ; 73%, en quantités d’énergie consommées, est fourni par des fournisseurs alternatifs. Le volume total échangé sur l’ensemble des PEG au quatrième trimestre 2005 a été de 13,6 TWh pour 3 400 transactions.. 38/42.

(39) Glossaire commun de l’observatoire des marchés de l’électricité et du gaz. Entreprise Locale de Distribution (ELD) : distributeur non nationalisé qui assure la distribution de gaz ou d’électricité sur un territoire déterminé. Fournisseur actif : fournisseur alimentant au moins 1 site. Fournisseur alternatif : tout fournisseur autre que le fournisseur historique dans la zone considérée et sur le segment de marché considéré. Par exemple : • Gaz et Electricité de Grenoble (GEG) est un fournisseur historique à Grenoble alors qu’il est un fournisseur alternatif à Paris. • Gaz de France est un fournisseur historique sur le réseau de distribution dans la zone SudOuest, et serait un fournisseur alternatif sur le réseau de transport dans cette même zone.. Site : lieu de consommation de gaz ou d’électricité d’un même client. Un site peut comprendre plusieurs points de livraison (compteurs). Plusieurs sites peuvent dépendre d’un même client. Site ayant exercé son éligibilité : site éligible ayant signé un contrat hors tarifs réglementés avec son fournisseur historique ou un fournisseur alternatif. L’utilisation de ce droit est irréversible. Site ayant opté pour un autre fournisseur : Trois possibilités existent : • soit le client a quitté le fournisseur historique pour un fournisseur alternatif. • soit le client a quitté un fournisseur alternatif pour un autre fournisseur alternatif • soit le client a quitté un fournisseur alternatif pour revenir chez le fournisseur historique. Site ayant renégocié son contrat avec le fournisseur historique : site détenu par le fournisseur historique et ayant abandonné le tarif réglementé pour une nouvelle offre du fournisseur. Site éligible : site autorisé à choisir son fournisseur de gaz ou d’électricité.. 39/42.

(40) Glossaire propre à l’observatoire du marché de l’électricité. Principales bourses électriques en Europe (électricité) : • PWX : bourse française Powernext, non obligatoire (www.powernext.fr). • EEX : bourse allemande European Energy Exchange, non obligatoire (www.eex.de). • APX : bourse néerlandaise Amsterdam Power Exchange, obligatoire pour les imports et les exports aux Pays-Bas (www.apx.nl). • Omel : pool espagnol, quasi obligatoire (www.omel.es). • NordPool : bourse scandinave, non obligatoire (une des bourses électriques les plus anciennes d’Europe, www.nordpool.no). Produits de gros :. Spot : contrat passé la veille pour livraison le lendemain Future : contrat standard passé pour livraison d’une quantité donnée à un prix donné sur une. échéance donnée, nécessitant le versement d’une prime et d’un dépôt de garantie. Les échéances proposées varient selon les marchés organisés (semaine, semestre, trimestre, mois, année). L’échéance Y+1 correspond à l’année calendaire suivant l’année en cours. Base : 24 heures sur 24, 7 jours sur 7 (c’est pourquoi les moyennes mensuelles glissantes pour les produits Base sont calculées sur 28 jours i.e. sur les jours ouvrés ainsi que les week-ends). Pointe (Europe continentale) : de 8 heures à 20 heures, du lundi au vendredi (c’est pourquoi les moyennes mensuelles glissantes pour les produits Pointe sont calculées sur 20 jours i.e. sur les jours ouvrés uniquement). Segments du marché de détail : le marché de la clientèle éligible est divisé en trois segments : • Grands sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250 kW. Ces sites sont des grands sites industriels, des hôpitaux, des hypermarchés, de grands immeubles… (consommation annuelle supérieure à 1 GWh en général) • Moyens sites : sites en haute tension dont la puissance souscrite est inférieure à 250 kW et sites en basse tension dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 36 kVA. Ces sites correspondent à des locaux de PME par exemple (consommation annuelle comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh). • Petits sites : sites en basse tension dont la puissance souscrite est inférieure à 36 kVA. Ces sites correspondent au marché de masse des professionnels (les professions libérales, les artisans, …). Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh. Segments du marché de gros : • Production • VPP : « Virtual Power Plant » ou enchères de capacités organisées par EDF suite à une décision de la Commission Européenne (http://www.edf.fr/index.php4?coe_i_id=244) • Achats et ventes en gros (OTC)3 : notifications d’échanges de blocs c’est à dire quantités nominées à RTE la veille pour le lendemain, hors les transactions sur Powernext • Importations et exportations : http://www.rte-france.com/htm/fr/offre/offre_inter_1.htm • Achats et ventes sur Powernext, la bourse française de l’électricité : www.powernext.fr. 3. « Over the Counter » ou de gré à gré. 40/42.

(41) • •. Consommation finale : ventes à des sites en tant que responsable d’équilibre ou sous forme de blocs Ventes aux gestionnaires de réseau pour la compensation de leurs pertes : http://www.rte-france.com/htm/fr/offre/offre_perte.htm. Site mis en service : client s’installant sur un site. Deux cas sont possibles : • Mise en service sur un nouveau site : le client arrive sur un site nouvellement construit, auquel cas une pose du compteur puis une mise en service de l’installation doivent être opérées. Par exemple, un mécanicien s’installe dans un garage nouvellement construit. • Mise en service sur un site existant : le client arrive sur un site suite au départ d’un autre client, auquel cas la pose du compteur a déjà été effectuée. La mise en service doit être ensuite opérée afin que le client nouvellement arrivé puisse être alimenté en énergie. Site résilié : client déménageant d’un site. VPP - Produits vendus aux enchères par EDF : • Les VPP base : il s’agit de produits reflétant une centrale fonctionnant en base. Le principe est que les enchérisseurs paient une prime fixe (en Euro/MW) chaque mois pour réserver une puissance disponible, et qu’ils envoient régulièrement à EDF un planning d’utilisation de ces capacités. Ils paient alors un prix d’exercice par MWh soutiré, proche du coût marginal des centrales nucléaires d’EDF. On a ainsi une structure de prix de la forme "coût fixe + coût variable". • Les VPP pointe : il s’agit de produits reflétant une centrale fonctionnant en pointe. Le principe est le même que pour les VPP base, mais le prix payé pour chaque MWh soutiré est une approximation du coût marginal des centrales de pointe d’EDF. Compte tenu de ce coût variable élevé, la prime fixe payée par les enchérisseurs est plus faible que pour les VPP base. • Les PPA (Power Purchase Agreement ou accord d’achat de puissance) : ils doivent reproduire les achats par EDF de l’électricité produite par cogénération. Depuis les enchères de septembre 2003, le produit a été simplifié : il s’agit d’une fourniture en base du 1er novembre au 31 mars. Il n’y a pas de caractère optionnel dans ce produit, et les enchères se font uniquement sur le prix du MWh acheté. Les enchères visent à fixer le prix de réservation de moyens de production (prime fixe mensuelle) fournissant des MWh, le prix de ces derniers étant arrêté à l’avance.. 41/42.

(42) Glossaire propre à l’observatoire du marché du gaz Gas release : programme de cession temporaire de gaz par Gaz de France et Gaz du Sud-Ouest dans le sud de la France. Point d’échange de gaz – PEG : point virtuel, rattaché à une zone d’équilibrage, où un expéditeur peut céder du gaz à un autre expéditeur. Segments de marché : le marché de la clientèle éligible est divisé en deux segments : • •. les clients raccordés au réseau de transport les clients raccordés au réseau de distribution.. Zone d’équilibrage : zone géographique du réseau de transport de gaz sur laquelle l’équilibre doit être assuré entre les entrées et les sorties de gaz.. 42/42.

(43) Electricity and gas market observatory 4th Quarter 2005. 1/41.

(44) Introduction .............................................................................................................3 The electricity market ..............................................................................................4 The retail electricity market .....................................................................................4 1. 2. 3. 4.. Introduction................................................................................................................... 4 Eligible customer segments and their respective weights ................................................... 5 Status at January 1st 2006............................................................................................... 6 Dynamic analysis: 4th quarter 2005 ................................................................................ 10. The wholesale electricity market ...........................................................................14 1. Introduction................................................................................................................. 14 2. Traded volumes on the French wholesale electricity market and comparison with European markets................................................................................................................................. 16 3. Prices on the French wholesale electricity market and European comparison ..................... 18 4. Import and export volumes ........................................................................................... 21 5. Concentration of the French electricity market ................................................................ 22 6. Striking facts of the 4th 2005 quarter.............................................................................. 24. The gas market.......................................................................................................25 The retail gas market .............................................................................................25 1. 2. 3. 4.. Introduction................................................................................................................. 25 The eligible customer segments and their respective weights ........................................... 26 Status at January 1st 2006............................................................................................. 26 Dynamic analysis: 4th 2005 quarter ................................................................................ 31. The wholesale gas market......................................................................................33 1. 2. 3.. Gas pricing and gas markets in Europe........................................................................... 33 The wholesale market in France .................................................................................... 35 The 3rd 2005 Quarter significant facts............................................................................. 37. Electricity and gas market observatories combined glossary................................38 Specific electricity market observatory glossary ...................................................39 Specific gas market observatory glossary..............................................................41. 2/41.

(45) Introduction Since July 1st 2004, all electricity and gas consumers can be eligible according to their consumption site, as long as all or part of the electricity or gas consumed is designed for non-residential use. The purpose of the observatory is to provide the general public with indicators for monitoring market deregulation. It both covers the wholesale and retail electricity and gas markets in Metropolitan France. This observatory is updated every three months and data are available on CRE website (www.cre.fr). It completes the information already published by CRE: -. practical information for eligible customers : consumer guide, list of suppliers, communications regarding markets running, CRE’s annual activity report.. 3/41.

(46) The electricity market The retail electricity market. 1. Introduction The deregulation of the French electricity market took place in several decisive stages : -. In June 2000, all sites with an annual electricity consumption over 16 GWh became eligible. In February 2003, all sites with an annual electricity consumption over 7 GWh became eligible. In July 2004, all companies and local government agencies became eligible.. Since July 1st 2004, all companies and local government agencies are free to choose their electricity supplier (they represent 4.5 million customer sites with an annual electricity consumption of around 295 TWh). Each eligible client has the choice between two different types of contract : - Contracts under regulated tariffs (offered by incumbent suppliers only) - Contracts at market prices (offered by incumbent suppliers and alternative suppliers). A client has access to this kind of contracts provided he has exercised his eligibility.. The data sources of the observatory originate from RTE and from the seven largest distribution system operators (EDF Réseau de Distribution, Electricité de Strasbourg, Gaz et Electricité de Grenoble, Régie du SIEDS, Usine d’ Electricité de Metz, SICAE de l’Oise and Sorégies). These networks operators cover over 98% of French sites and national electricity consumption. By agreement, the data regarding the number of sites for month M (or quarter Q) will include: - new site connections carried out during month M (of quarter Q). - supplier changes requested during month M (quarter Q) and brought into effect on the 1st of month M+1 (quarter Q+1).. 4/41.

(47) 2. Eligible customer segments and their respective weights. Typology of eligible sites. large medi um small. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. The eligible customer market consists of three segments: • •. •. Large sites: high voltage sites whose subscribed power level is at least 250 kW. These sites include large industrial sites, hospitals, hypermarkets, large buildings, etc. (with an annual consumption generally over 1 GWh). Medium-sized sites: high voltage sites whose subscribed power level is less than 250 kW and low voltage sites whose subscribed power level is at least 36 kVA. These sites correspond to SME premises, for example (with an annual consumption generally between 0.15 GWh and 1 GWh). Small sites: low voltage sites whose subscribed power level is below 36 kVA. These sites correspond to the professional mass market (private professionals, trades, etc.). Their annual consumption is generally under 0.15 GWh.. The large sites, although they only represent 1% of the sites in terms of number, they account for 66% of the total electricity consumption among eligible sites. The small sites, although they represent 91% of the sites in terms of number, they only represent 15 % of the total electricity consumption among eligible sites.. 5/41.

(48) 3. Status at January 1st 2006 A. Summary table for the past three quarters. Situation. January 1st 2006. October 1st 2005. (number of sites) - eligible sites - sites which exercised their eligibility - sites gained by alternative suppliers - alternative suppliers’ market share. 4,500,000. 4,500,000. 475,000. 329,700. 153,900. 106,150. 32%. 32%. 3.4%. 2.4%. within all sites which exercised their eligibility - alternative suppliers’ market share within all eligible sites. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. B. Evolution of the number of sites which exercised their eligibility Total number of sites which exercised their eligibility 500 000. 450 000. 400 000. 350 000. 300 000. large medium small. 250 000. 200 000. 150 000. 100 000. 50 000. 0 Jan-05. Feb-05 Mar-05 Apr-05 May-05 June-05 July-05 Aug-05 Sept-05 Oct-05 Nov-05 Dec-05. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. 6/41.

(49) Approximately 475,000 sites exercised their eligibility on January 1st 2006. The pace of the exercise of eligibility reached 50,000 sites per month in Q4 2005 (compared to 30,000 sites per month in Q3 2005). One year and a half after the opening of the market to non-household customers, it is assessed that 3.4% of all eligible sites opted for alternative suppliers. C. Eligibility’s application rate on January 1st 2006 18% 18%. 11%. 11%. 7%. 7%. 5%. Jan. 1st. Oct. 1st. all sites. Jan. 1st. Oct. 1st. large. Jan. 1st. 5%. Oct. 1st. medium. Jan. 1st. Oct. 1st. small. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. The eligibility’s application rate is equal to the number of sites which exercised their eligibility, compared with the number of eligible sites included in the targeted segment. The eligibility’s application rate is much higher among large sites, since competition took place longer before. One year and a half after the opening of the market to non-household customers, it is assessed that 11% of all eligible sites exercised their eligibility.. 7/41.

(50) D. Alternative suppliers’ market shares as of January 1st 2006 Alternative suppliers’ market shares Compared with all sites which exercised their eligibility. 33% 34%. 32% 32%. 23% 23% on January 1st 2006 on October 1st 2005. 12% 9%. all sites. large. medium. small. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. Competition does not exist in the same way on all segments. Indeed, the intensity of competition is particularly low on the segment of medium-sized sites, even though the alternative suppliers ‘ market share on this particular segment has been on the rise in the 4th 2005 quarter.. 8/41.

(51) Evolution of alternative suppliers’ market share Compared with total eligible consumption. 15% 14,4%. 13,3% 13%. 13%. 13%. 13,1%. Apr-05. May-05. June-05. Jul-05. 14,6%. 14,7%. Sept-05. Oct-05. 12,6% 11,9%. 11,1%. Dec-04. Jan-05. Feb-05. March-05. Aug-05. Nov-05. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. In terms of electricity consumption, the alternative suppliers’ market share has steadily increased since August 2005.. E. Number of active alternative suppliers on January 1st 2006. All sites Number of active alternative suppliers. 26. Large. Medium 25. Small 10. 9. Sources : DSO, RTE – Analysis : CRE. An alternative supplier is said to be active when it provides at least one customer with electricity. As a reminder, more than 160 incumbent suppliers operate in France.. 9/41.

(52) 4. Dynamic analysis: 4th quarter 2005 A. Summary table for the last quarters. The gross adds per month are equal to the number of sites which have signed a contract within the given month. The gross adds at market prices is a relevant indicator for measuring the commercial competitiveness of the different suppliers, in terms of acquisition of new sites. For the rest of this paragraph, only the gross adds at market prices will be studied. For a given alternative supplier, the gross adds are equal to : The number of sites which have been connected The number of sites which have switched to that alternative supplier. • •. For a given incumbent supplier, the gross adds at market prices are equal to : The number of sites which have newly exercised their eligibility (either via a review of their contract agreement or via a connection) • The number of sites which have switched to that incumbent supplier •. For a dynamic analysis, the gross adds at market prices is a more relevant indicator than the number of sites that have exercised their eligibility. Indeed, in contrary to the latter, the gross adds take into account the number of sites that have switched suppliers.. DURING QUARTER: (number of sites) - gross adds at market prices - gross adds for alternative suppliers - alternative suppliers’ market shares. 4th 2005 Quarter. 3rd 2005 Quarter. 153,400. 90,400. 50,400. 33,500. 33%. 37%. within all gross adds at market prices Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. 10/41.

(53) B. Connections’ market share within gross adds at market prices for the last quarters Decomposition of gross adds at market prices - number of sites 160 000. 140 000. 120 000 Supplier switches AND reviews of contract agreements with the incumbent suppliers. 100 000. Connections with exercise of eligibility. 80 000. 60 000. 40 000. 20 000. 0. 2005 Q1. 2005 Q2. 2005 Q3. 2005 Q4. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. Gross adds at market prices increased by 70% between 2005 Q3 and 2005 Q4.. 11/41.

(54) C. Alternative suppliers’ market shares Percentage of sites having signed a contract with an alternative supplier. 64%. 62%. At the occasion of : Supplier switches AND reviews of contract agreements with the incumbent suppliers. 46% 42%. Connections with exercise of eligibility. 2.0%. 0.8% 2005 Q1. 2005 Q2. 3.5%. 2005 Q3. 5.2%. 2005 Q4. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. On the one hand, alternative suppliers are hardly present on the segment of connections, even though their market share on that particularly segment has been on the rise since 2005 Q1. On the other hand, on the segment of supplier switches and reviews of contact agreements, the alternative suppliers’ market share decreased in 2005 Q4. In a nutshell, the alternative suppliers’ market share on the overall segment of gross adds at market prices decreased in 2005 Q4, as shown in the following graph :. 12/41.

(55) Percentage of sites having signed a contract at market prices with an alternative supplier. 38%. 37% 33%. 23%. 2005 Q1. 2005 Q2. 2005 Q3. 2005 Q4. Sources: DSO, RTE – Analysis: CRE. 13/41.

(56) The wholesale electricity market. 1. Introduction A. Main steps in the French wholesale electricity market November 2000: CRE validated the initial version of the Balancing Responsible Entity (BR) contract1 Early 2001: first purchases of losses on the market by RTE May 2001: first OTC quotations published regarding the French electricity market September 2001: first generation capacity auctions set up by EDF (VPP) November 2001: launch of the Powernext Spot market June 2004: launch of the Powernext Futures market August 2005: launch of the EEX France market (Futures with physical delivery). -. B. Presentation of the French wholesale electricity market The graph below shows the different upstream and downstream segments, as well as the French wholesale electricity market’s running. There is a differentiation between trading involving physical deliveries on the network (Deliveries in France) and purely financial trading. Volumes which are not traded through the wholesale market (off-market volumes) are also represented. Physical injections into networks (582 TWh). Wholesale market (225 TWh). Physical extractions from networks (582 TWh) Exports (16 %). Imports (6 %). OTC. PWX. Non VPP generation (87 %). EEX. Balancing market. VPP generation (7 %). Off-market volumes. OTC : bilateral market. Deliveries France. PWX : Powernext. End-user consumption (78 %), of which: • customers on regulated tariffs • customers on market prices. Network losses purchased on markets (6 %). Financial transactions EEX : European Energy Exchange Source: RTE (provisional 2005 data) – Analysis: CRE. 1 The balancing responsible entity is an intermediary between eligible customers and RTE. It is responsible for the financial risks associated with the adjustments that RTE must make to compensate for any gap between customers’ supplies schedule and their actual consumption, in order to ensure the overall balance of the network.. 14/41.