Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38
1040 Bruxelles Tél. : 02/289.76.11 Fax : 02/289.76.09
COMMISSION DE REGULATION DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ
ETUDE
(F)060515-CDC-547
relative à
« la régulation nécessaire en vue de réaliser des baisses tarifaires possibles au sein des différentes composantes tarifaires de l'électricité »
réalisée en application de l'article 23, § 2, deuxième alinéa, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité.
Le 15 mai 2006
INTRODUCTION
La COMMISSION DE REGULATION DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ (ci-après : la CREG) a reçu du Ministre de l’Economie, de l’Energie, du Commerce extérieur et de la Politique scientifique (ci-après : le Ministre) une lettre datée du 3 novembre 2005 la priant de réaliser une étude relative à la régulation nécessaire en vue de réaliser des baisses tarifaires possibles au sein des différentes composantes du prix de l'électricité et du gaz.
Dans sa lettre, le Ministre spécifie clairement les sujets qui doivent être couverts dans l'étude demandée :
1- une analyse approfondie des différentes composantes tarifaires accompagnée d'une description du contenu de ces composantes tarifaires ;
2- le comportement des tarifs par rapport aux niveaux de prix dans les pays limitrophes ; 3- la mesure dans laquelle ces composantes tarifaires peuvent baisser ;
4- les mesures (concrètes) pouvant être prises pour réaliser ces baisses de prix.
La demande d'avis du Ministre s'inscrit dans le cadre de la préoccupation du gouvernement fédéral au sujet des tendances constatées au sein des prix de l'énergie.
Le 14 novembre 2005, la CREG a signalé au Ministre que les directions compétentes pour la réalisation de l’étude avaient d’ores et déjà activé trois pistes, à savoir :
- un questionnaire détaillé a été élaboré et transmis aux fournisseurs en vue de parvenir à une comparaison nationale des composantes tarifaires ;
- sur la base d’une étude approfondie de la littérature, un récapitulatif des études tarifaires comparatives déjà disponibles a été dressé ;
- plusieurs organisations extérieures ont été invitées à fournir à court terme les chiffres internationaux les plus récents et le cas échéant à les analyser.
La CREG a réalisé cette étude sur la base de l'article 23, § 2, deuxième alinéa, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité. Ledit article stipule que la CREG réalise des recherches et des études relatives au marché de l’électricité à la demande du Ministre.
La présente étude comporte quatre volets. La première partie aborde l'évolution des prix de l'électricité et les coûts sous-jacents et compare les tarifs avec ceux en vigueur dans les
pays limitrophes tels que les Pays-Bas, la France, l'Allemagne et le Royaume-Uni (traite les points 1 et 2 de la demande du ministre). La deuxième partie explore les perspectives (2006) quant aux prix de l'électricité en Belgique et ce, sur la base d'une analyse approfondie des différentes composantes tarifaires. Par composante tarifaire, une synthèse est élaborée avec une indication de son évolution future (traite le point 1 de la demande du Ministre). La troisième partie contient des propositions de maîtrise/baisse des tarifs (traite les points 3 et 4 de la demande du Ministre). La quatrième partie est une analyse juridique de la possibilité d'imposer des prix maximaux (traite le point 4 de la demande du Ministre).
La présente étude a été approuvée par le Comité de direction de la CREG le 15 mai 2006.
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I. ETUDE COMPARATIVE DES COUTS ET DES PRIX DE L'ELECTRICITE EN BELGIQUE ET DANS QUATRE PAYS LIMITROPHES (2004 - 2005)
1. Avant l’ouverture du marché, la fixation du prix de vente de l’électricité aux clients finals reposait essentiellement sur des informations comptables (coûts, recettes, résultats et taux de rentabilité) reçues des sociétés actives sur le marché non libéralisé.
L’ouverture progressive des activités de production et de fourniture à la concurrence s’est accompagnée d’une raréfaction des données comptables relatives à ces activités. Afin de pallier au manque d’informations, la procédure de fixation du prix de l’électricité aux clients captifs s’est complétée d’une comparaison internationale des prix de vente aux clients finals et aux entreprises de distribution (prix City Gate) pour l’alimentation de leurs clients n’ayant pas la qualité de clients éligibles.
Dans ce cadre, la CREG a procédé à l’actualisation de sa précédente étude de comparaison des coûts intitulée “Comparison Of Power Prices And Costs In Belgium With Four Neighbouring Countries: 1999-2003”1. Cette étude actualisée et adaptée à l’évolution de la situation a été réceptionnée le 24 janvier 2006. Les résultats principaux de cette étude sont discutés dans la suite du texte.
2. L’étude suit le schéma suivant :
- Une comparaison de l’évolution des composantes énergie, transport et distribution du prix de l’électricité en Belgique et dans quatre pays limitrophes 2004-2005 (I.1.). On y trouvera un descriptif de la méthodologie (I.1.1.), un descriptif de la chaîne des coûts et des prix (I.1.2.), l’analyse des coûts de production et des prix de marchés de gros (I.1.3.), l’étude des coûts et des tarifs de transport (I.1.4.) et l’étude des coûts et des tarifs de distribution (I.1.5.).
- Une comparaison des prix de vente (I.2.) en trois parties : ventes aux gros clients industriels (I.2.1.), aux clients industriels moyens (I.2.2.) et aux clients domestiques (I.2.3.).
- Une conclusion générale (I.3)
1 Cf. CREG, Etude (F)040408-CDC-272 du 8 avril 2004 relative aux « composantes du prix de l'électricité en Belgique et dans les pays limitrophes et leur évolution de 1999 à 2003 ».
I.1. Comparaison de l’évolution des composantes énergie, transport et distribution du prix de l’électricité en Belgique et dans quatre pays limitrophes 2004 - 2005
I.1.1. Méthodologie
3. L’étude compare les coûts de production, de transport et de distribution d’électricité de la Belgique à ceux de quatre pays limitrophes : la France, les Pays-Bas, l’Allemagne et la Grande-Bretagne (ci-après, dans les tableaux, respectivement : FR, NL, DE et UK). Les comparaison sont basées sur trois groupes de clients représentés par des clients type définis par Eurostat : client type Dc2 pour les clients domestiques, moyenne des clients type Ie et If 3 pour les clients industriels moyens et moyenne des clients type Ig et Ii 4 pour les gros clients industriels. Les coûts sont comparés aux prix de vente de ces mêmes clients type et analysés en détail.
4. La méthodologie de la présente étude est similaire à celle commanditée précédemment à la différence que la notion de prix City-Gate5 qui a disparu dans les pays entièrement libéralisés a été abandonnée dans l’étude. Une nouvelle notion a été ajoutée, celle de coût marginal de production car elle est importante pour la fixation des prix sur les marchés de gros de l’électricité. Bien que cela n’implique pas qu’il y ait partout des marchés compétitifs et efficaces, des marchés de gros existent maintenant dans tous les pays étudiés et constituent un élément important de la fixation des prix de l’électricité.
2 Les caractéristiques du client type Eurostat Dc sont les suivantes : 3.500 kWh dont 1.300 kWh de nuit et 4-9 kW
3 Les caractéristiques des clients type Eurostat Ie et If sont les suivantes : Ie = 500 kW et 4.000 heures d’utilisation, If = 2.500 kW et 4.000 heures d’utilisation.
4 Les caractéristiques des clients type Eurostat Ig et Ii sont les suivantes : Ig = 4 MW et 6.000 heures d’utilisation, Ii = 10 MW et 7.000 heures d’utilisation.
5 Prix de vente aux entreprises de distribution pour la revente aux clients finals sur les marchés non libéralisés.
I.1.2. La chaîne des coûts et les prix
5. La présente section a pour but de comparer les coûts de production, les prix sur les marchés de gros et les prix à la clientèle. L’évolution de ces coûts et des prix de 2004 à 2005 est ensuite analysée.
6. Les prix sont comparés aux coûts selon deux approches. Dans une première approche, en vue d’obtenir une indication sur la marge bénéficiaire dégagée par les opérateurs dans un pays donné, les prix de vente sont comparés aux coûts moyens de production, transport et distribution; l’écart entre ces prix de vente et ces coûts constitue la marge. Les coûts de l’activité du fournisseur doivent être couverts par cette marge. Notons que cette marge bénéficiaire peut être le résultat d’un fonctionnement normal du marché sans signifier une insuffisance au niveau de la régulation du marché ou un abus de position dominante. Afin de pouvoir juger du bon fonctionnement du marché, une comparaison des prix aux coûts marginaux s’impose. Les prix de gros sont déterminés par les coûts de production variables de la centrale marginale, c’est-à-dire la centrale permettant de couvrir la demande marginale en électricité. La centrale marginale présente les coûts variables les plus élevés. Ces coûts sont principalement définis par les coûts du carburant6. La marge bénéficiaire étant alors fonction de la capacité du marché à satisfaire la demande. Cette comparaison des prix aux coûts marginaux constitue la seconde approche.
6 Kerncentrale Borssele na 2013, Gevolgen van beëindiging of vortzetting van de bedrijfsvoering, ECN – NRG, Novembre 2005.
I.1.2.1. La chaîne des coûts basée sur les coûts moyens de production
Tableau 1 : Prix et coûts en c€/kWh (coûts moyens et prix hors taxes et TVA)
B FR DE NL UK Moyenne de Ratio:
FR, DE, NL, UK Belgique/
moyenne de FR, DE, NL, UK Gros clients industriels type (moyenne de "Ig" et "Ii", 6.000 et 7.000 heures) et coûts
(1) Coûts variables de production 1,81 0,99 2,04 3,05 2,47 2,14 84%
(2) Coûts de production fixes 0,36 0,48 0,49 0,42 0,58 0,49 74%
(3) Coûts de production hors capital = (1) + (2)
2,17 1,46 2,53 3,47 3,06 2,63 83%
(4a) Coût du capital total 1,69 1,63 1,79 1,31 1,99 1,68 101%
(4b) Coût du capital non amorti 1,03 1,04 1,16 1,18 0,80 1,05 98%
(5) Coût de production total = (3) + (4b)
3,20 2,50 3,69 4,65 3,86 3,68 87%
(6) Prix du marché de gros 5,40 5,05 5,01 5,61 5,86 5,38 100%
(6a) Coûts marginaux 4,85 3,52 4,64 4,83 4,60 4,40 110%
(7) Coûts de transport 0,58 0,73 0,56 0,64 0,79 0,68 85%
(8) Coûts de production & de transport = (5) + (7)
3,78 3,23 4,25 5,29 4,65 4,36 87%
(9a) marge = (9b) - (8) 1,66 1,25 2,61 0,15 0,09 1,02 162%
(9b) Prix gros industriels "Ig" et "Ii"
6.000 et 7.000 heures
5,44 4,48 6,86 5,44 4,74 5,38 101%
Clients industriels moyens type (moyenne de "Ie" et "If," 4.000 heures)
(10a) Coûts de distribution et transport 1,28 1,69 1,02 1,08 0,82 1,15 111%
(11a) Coût total + distribution = (5) + (10a)
4,48 4,19 4,71 5,73 4,68 4,83 93%
(12a) Marge = (13a) - (11a) 2,52 1,12 3,16 1,59 1,02 1,72 147%
(13a) Prix au consommateur 7,00 5,32 7,87 7,32 5,69 6,55 107%
Clients domestiques type Dc 3.500 kWh par an, 1.300 kWh nuit
(10b) Coûts de distribution et transport 4,91 5,63 6,38 4,88 4,69 5,39 91%
(11b) Coût total + distribution = (5) + (10b)
8,11 8,13 10,07 9,53 8,55 9,07 89%
(10b) Marge = (13b) - (11b) 2,97 0,91 3,34 1,52 0,04 1,45 205%
(13b) Prix au consommateur 11,09 9,05 13,41 11,05 8,59 10,52 105%
€/£ = 0,68
2005
7. Les coûts moyens de production de transport et de distribution des trois catégories de clientèle sont résumés dans le tableau 1 qui précède et sont comparés aux prix de vente à ces clients. Les coûts marginaux totaux, donnés ici à titre de comparaison avec les coûts moyens (en ligne 6a), sont basés sur le coût variable de l’unité marginale assurant la couverture de la consommation base load7.
8. On observera que la moyenne des prix de vente finals aux gros clients industriels (ligne 9b) dans les cinq pays comparés est identique à la moyenne des prix de l’énergie sur les marchés de gros (ligne 6) ce qui était prévisible sur un marché où les marges bénéficiaires sont restreintes. Le prix de l’énergie sur le marché de gros en Belgique est également très proche de celui de la moyenne des quatre pays voisins, ce qui semble
7 Base load : blocs d’énergie vendus sur les marchés à consommation et puissance constante sur 24 heures de la journée.
indiquer que les prix en Belgique subissent l’influence des prix des marchés voisins (voir aussi le paragraphe 22 sur le caractère importateur de la Belgique).
9. Le coût total moyen de production en Belgique est à 87% du coût moyen de production des quatre autres pays. Ceci découle de la part importante de la production nucléaire en Belgique dont le coût de production est relativement faible. Seule la France, dont la part de nucléaire et d’hydraulique dans le parc de production d’électricité est supérieure à celle de la Belgique, affiche un coût moyen de production inférieur.
10. Les marges bénéficiaires8 dégagées en Belgique sont plus importantes que la moyenne des pays voisins. Ces marges importantes résultent de la structure particulière du parc de production belge (part nucléaire importante faisant baisser le coût moyen de production).
I.1.2.2. La chaîne des coûts basée sur les coûts variables marginaux de production
11. La chaîne des coûts basée sur les coûts variables marginaux de production est résumée dans le tableau 2 qui suit. Ici les prix sont comparés à un coût de production total reprenant le coût moyen fixe de production et le coût variable des unités marginales assurant la couverture des puissances appelées dans les utilisations correspondant aux clients type concernés. Ces unités marginales ressortent d’un modèle reprenant pour chaque pays la courbe de charge représentative de la puissance appelée et mettant en regard de cette dernière les unités de production qui assurent la couverture de chaque niveau de puissance appelée. Ces centrales sont démarrées selon le merit order qui consiste à mettre en service, à chaque augmentation de la puissance appelée, la centrale encore disponible la plus économique. La comparaison fournit une indication de la mesure dans laquelle le marché fonctionne correctement. Sur les marchés compétitifs les prix seront généralement fixés par les coûts marginaux (= les coûts de production variables de la centrale marginale, c’est-à- dire la centrale permettant de couvrir la demande marginale en électricité).
8 Marge valant l’écart entre prix de vente au client final et coût total de production plus transport et distribution. Calculée sur coûts moyens, elle fournit une indication du niveau de la marge que les opérateurs peuvent dégager dans un marché donné au-delà de leurs coûts totaux. Cette marge permet par exemple la couverture des charges de fourniture.
Tableau 2 : Prix et coûts en c€/kWh (coûts marginaux et prix hors taxes et TVA)
B FR DE NL UK Moyenne de Ratio:
FR, DE, NL, UK Belgique/
moyenne de FR, DE, NL, UK Gros clients industriels type (moyenne de "Ig" et "Ii", 6.000 et 7.000 heures) et coûts
(1) Coûts variables marginaux de production "base load"
3,45 2,00 3,00 3,23 3,21 2,86 121%
(1a) Coûts variables marginaux de production = f(1)
3,77 2,18 3,26 3,52 3,51 3,12 121%
(2) Coûts de production fixes 0,36 0,48 0,49 0,42 0,58 0,49 74%
(3) Coûts de production hors capital = (1) + (2)
3,82 2,48 3,48 3,65 3,80 3,35 114%
(4a) Coût du capital total 1,69 1,63 1,79 1,31 1,99 1,68 101%
(4b) Coût du capital non amorti 1,03 1,04 1,16 1,18 0,80 1,05 98%
(5) Coût de production total = (1a) + (2) + (4b)
5,16 3,70 4,91 5,12 4,89 4,66 111%
(6) Prix du marché de gros 5,40 5,05 5,01 5,61 5,86 5,38 100%
(7) Coûts de transport 0,58 0,73 0,56 0,64 0,79 0,68 85%
(8) Coûts de production & de transport = (5) + (7)
5,74 4,42 5,48 5,76 5,68 5,34 108%
(9a) marge = (9b) - (8) -0,30 0,05 1,38 -0,32 -0,94 0,04 -698%
(9b) Prix gros industriels "Ig" et "Ii"
6.000 et 7.000 heures
5,44 4,48 6,86 5,44 4,74 5,38 101%
Clients industriels moyens type (moyenne de "Ie" et "If," 4.000 heures) (10a) Coûts variables marginaux de
production = f(1)
4,10 2,37 3,55 3,83 3,80 3,38 121%
(11a) Coûts de distribution et transport 1,28 1,53 1,31 1,34 1,40 1,40 92%
(12a) Coût total + distribution + transport = (10a) + (2) +(4b)+ (11a)
6,77 5,42 6,51 6,77 6,58 6,32 107%
(13a) Marge = (14a) - (12a) 0,23 -0,11 1,36 0,55 -0,89 0,23 100%
(14a) Prix au consommateur 7,00 5,32 7,87 7,32 5,69 6,55 107%
Clients domestiques type Dc 3.500 kWh par an, 1.300 kWh nuit (10b) Coûts variables marginaux de
production = f(1)
3,56 2,06 3,08 3,33 3,31 2,95 121%
(11b) Coûts de distribution et transport 4,91 5,63 6,38 4,88 4,69 5,39 91%
(12b) Coût total + distribution + transport = (10b) + (2) +(4b)+ (11b)
9,86 9,21 11,11 9,81 9,38 9,88 100%
(13b) Marge = (14b) - (12b) 1,22 -0,16 2,30 1,23 -0,79 0,64 191%
(14b) Prix au consommateur 11,09 9,05 13,41 11,05 8,59 10,52 105%
€/£ = 0,68
2005
12. Ce tableau 2 est établi semblablement au tableau 1. On notera cependant que les coûts totaux de production, pris identiques pour les différentes catégories de clientèle dans le tableau 1 relatif aux prix moyens, diffèrent ici, car le coût total de l’unité de production marginale mise en service dépend du profil de consommation. Les notions de base load et peak load9 sont prises en compte selon les courbes de charge concernées. Ainsi les gros clients industriels avec 6.000 ou 7.000 heures d’utilisation sont supposés se fournir par des contrats base load pour 60 % de leurs besoins, pour les moyens industriels avec 4.000
9 Base load : blocs d’énergie vendus sur les marchés à consommation et puissance constante sur 24 heures de la journée. Les coûts de l’énergie de pointe peak load : blocs d’énergie vendus sur les marchés à consommation et puissance constante sur 12 heures par jours ouvrables sont généralement plus élevés de 20% que les prix en base load. Le base load price est le prix moyen de toutes les heures de la période concernée, le peak load price est le prix moyen pendant les 12 heures ouvrables des jours de semaine de la période concernée.
heures d’utilisation ce pourcentage tombe à 16 %10 et la consommation de jour des petits clients domestiques est supposée couverte à 100 % par des contrats de peak load11.
13. Alors que le coût moyen de production de l’électricité en Belgique est inférieur à la moyenne des pays comparés, son coût marginal s’avère être supérieur. La Belgique est le pays dans lequel l’écart entre le coût moyen de production et le coût marginal de production est le plus élevé. Cela résulte de la part importante du nucléaire qui permet de maintenir le coût moyen de production relativement bas alors que les coûts marginaux de production en Belgique sont tirés à la hausse par les prix des combustibles fossiles. Les unités de pointe en Belgique utilisent des combustibles indexés sur les prix du charbon et des produits pétroliers particulièrement chers actuellement.
14. Les prix de marchés de gros se situent dans diverses mesures un peu au dessus des coûts totaux de production calculés sur base des coûts variables marginaux. Ils en sont les plus proches en Allemagne (voir aussi paragraphes 20 à 22). Dans les pays avec coûts de production marginaux élevés, le producteur ayant des coûts de production moyens plus bas peut dégager une marge plus importante. C’est le cas de la Belgique (voir paragraphe précédent) où le fonctionnement normal du marché permet aux producteurs belges de capter une marge importante de par la composition de leur parc de production hérité de décisions du passé.
15. Les prix de marché en France suivent ceux de l’Allemagne. Les Pays-bas et la Grande-Bretagne sont des marchés un peu isolés par les restrictions de capacités d’interconnexion et leurs prix marginaux de production sont élevés car basés sur des centrales au gaz. Les prix de marchés belges se trouvent entre ceux des Pays-Bas et ceux de la France et de l’Allemagne, le marché belge se révélant ainsi un marché « suiveur » en matière de prix.
10 Exemple de calcul pour 1MW de prélèvement mawimum avec une utilisation de 4.000 heures : le
base load porte sur 8.760 heures/an et le peak load porte sur 3.120 heures/an (= 12 heures par jour ouvrable soit 12 heures x 5 jours x 50 semaines). On utilise la formule B x 8760 + P x 3.120 = 4.000 MWh et la Formule B + P = 1 MW, B étant la puissance prélevée en base load et P la puissance supplémentaire prélevée en peak load. On obtient B x 8760 + (1-B) x 3.120 = 4. 000 ou B = (4.000 – 3.120) / (8.760 – 3.120) = 880 / 5.640 = 16%.
11 C’est pour cela que les coûts totaux de production (lignes 5, 11a et 11b du tableau 2) ne valent pas la somme arithmétique du coûts fixe de production et coût de capital et du coût variable de production (affiché comme valeur marginale en «base load», que l’on retrouve par ailleurs au tableau 1 en ligne 6b) (lignes 1, 2 et 4b du tableau 2).
I.1.2.3. Evolution des coûts moyens et prix entre 2004 et 2005
Tableau 3 : Evolution en % des coûts et prix de 2004 à 2005 (dans ce tableau l’absence de valeur indiquée signifie un écart de moins de 5 % entre 2004 et 2005)
B FR DE NL UK Moyenne de
FR, DE, NL, UK
Gros clients industriels type (moyenne de "Ig" et "Ii", 6.000 et 7.000 heures) et coûts
(1) Coûts variables de production 12% 19% 18% 11%
dont combustibles 14% 6% 20% 20% 13%
(2) Coûts de production fixes (3) Coûts de production hors capital =
(1) + (2)
10% 16% 14% 9%
(4a) Coût du capital total -8% -10% -6% -9% -6% -8%
(4b) Coût du capital non amorti -8% -9% -6% -10% -7% -8%
(5) Coût de production total = (3) + (4b)
8% 9%
(6) Prix du marché de gros 63% 63% 55% 65% 58% 60%
(7) Coûts de transport -12% -6% 6% 58% 11%
(8) Coûts de production & de transport = (5) + (7)
8% 15%
(9a) marge = (9b) - (8) 16% 9% 49% -74% -120% 34%
(9b) Prix gros industriels "Ig" et "Ii"
6.000 et 7.000 heures
5% 12% 31% 9%
Clients industriels moyens type (moyenne de "Ie" et "If," 4.000 heures)
(10a) Coûts de distribution et transport -35% 10% -22% -41% -13%
(11a) Coût total + distribution + transport = (5) + (10a)
-12% -7% 6%
(12a) Marge = (13a) - (11a) 37% -12% 69% -37% -119% 54%
(13a) Prix au consommateur 9% 20% 6%
Clients domestiques type Dc 3.500 kWh par an, 1.300 kWh nuit (10b) Coûts de distribution et transport -13%
(11b) Coût total + distribution + transport = (5) + (10b)
-8% -16%
(10b) Marge = (13b) - (11b) 17% 114% 43% 56% 131% 61%
(13b) Prix au consommateur 6% 7% -7%
2005 / 2004
16. L’évolution des prix et des coûts moyens entre 2004 et 2005 est reprise dans le tableau 3 ci-dessus. L’évolution la plus marquante concerne les prix de l’énergie sur les marchés de gros qui ont augmenté de 63% en Belgique et de 60% en moyenne dans les quatre autres pays. Cette hausse est due à l’augmentation des coûts de combustibles et à la réduction des surcapacités de production en particulier à l’approche de l’hiver.
17. Les hausses de prix sur les marchés de gros sont survenues surtout dans la seconde moitié de 2005 et ne se sont pas encore reflétées complètement sur les prix de vente aux clients finals. Les gros clients industriels et particulièrement ceux de la Grande Bretagne, ont été touchés le plus rapidement par la hausse des prix énergétiques car les marchés sur lesquels ils s’approvisionnent sont plus fluides et plus réactifs.
I.1.3. Coûts de production et prix des marchés de gros
I.1.3.1. Coûts de production
18. Les coûts de production ont été calculés sur base de la même méthode et des mêmes sources que précédemment : coûts fixes d’exploitation, coût du capital, et coûts variables de production sont établis en fonction de la structure des parcs de production des différents pays, des rendements, de la durée de vie et du coût de remplacement des centrales, de l’équilibre fonds propres / fonds empruntés des producteurs, des taux d’intérêts et du coût des combustibles12. L’apport de la présente étude par rapport à l’étude commanditée précédemment est le calcul supplémentaire de ces coûts variables marginaux de production. Le coût variable moyen est repris à ligne 1 du tableau 1 et les coûts variables marginaux aux lignes 1), 1a), 11a) et 11b) du tableau 2. L’écart entre les deux est visualisé par les graphiques 1a et 1b ci-dessous.
Graphiques 1a et 1b : Comparaison des coûts de production moyens et marginaux base load (2005)
1,71
0,99 2,04
3,05 2,47
2,14 3,45
2,00 3,00
3,23 3,21
2,86
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
B FR DE NL UK
Moyenne FR,D E,NL,UK
c€/kWh
Coût variable moyen de production
Coût variable marginal de production
3,20 2,50
3,69 4,65
3,86 3,68
4,85
3,52
4,64 4,83
4,60 4,40
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
B FR DE NL UK
Moyenne FR,DE,NL,UK
c€/kWh
Coût moyen total de production Coût total de production basé sur coûts variables marginaux
19. Comme déjà mentionné plus haut, l’analyse des coûts fait apparaître que le niveau des coûts variables moyens de production est fortement influencé par la présence ou non d’une part importante de production nucléaire tandis que le niveau des coûts marginaux est principalement déterminé par les coûts des combustibles fossiles. Un examen de l’évolution
12 Le coût des combustibles 2005 a été pris égal à la moyenne des trois premiers trimestres de 2005, le coût du CO2 a été estimé à €8,00/tonne.
des coûts moyens de production depuis 1999 jusqu’à 2005 fait cependant apparaître que sur du plus long terme, ces coûts moyens dépendent également beaucoup des coûts des combustibles fossiles. La France qui est le pays ayant la plus grande part de production nucléaire est nettement moins dépendante du coût des combustibles fossiles. La Belgique l’est d’avantage que la France à cause d’une production non négligeable à base de gaz.
L’Allemagne, la Grande Bretagne et les Pays-Bas restent quant à eux très sensibles au prix du gaz et du charbon en raison de leur parc de production fortement axé sur ces types de combustibles. Cela apparaît nettement si on compare les coûts variables moyens de production du graphique 2a ci-dessous avec l’évolution du coût des combustibles sur la même période. Le graphique 2b qui suit indique l’évolution des coûts de combustible en Belgique sur la même période.
Graphiques 2a et 2b : Coûts variables moyens de production et coût de combustibles en Belgique (1999-2005)
I.1.3.2. Prix de marchés de gros
20. Les prix des marchés de gros ont été analysés selon leurs caractéristiques nationales qui varient fortement d’un pays à l’autre. Des marchés de gros très liquides existent en Allemagne et en Grande Bretagne. Aux Pays-Bas 90 % des échanges se font sur base de contrats bilatéraux et seuls les 10 % importés sont réalisés en bourse APX ; il existe toutefois des liens entre les valeurs de ces contrats bilatéraux et les forwards publiés. En Allemagne et en Grande Bretagne les prix de gros proviennent des prix des contrats forward publiés sur le marché de gros qui est très liquide. Pour la Belgique et la France, le marché spot en France Powernext est devenu pleinement opérationnel et fournit des données de marché alors qu’en Belgique la bourse BELPEX est en phase de démarrage et qu’un indexe Belgium Power Index (BPI) est publié par Electrabel. Les traders belges ou français accèdent à des capacités de transport à prix nominal des Pays-Bas vers la Belgique et de
l’Allemagne vers la France offrant la possibilité d’accéder à des prix de gros des Pays-Bas ou d’Allemagne respectivement. L’impact du commerce international sur les prix permet une vérification supplémentaire sur les prix de gros calculés. Les prix de marchés de gros ont été établis en tenant également compte d’un mélange de base load et de peak load 13 selon les profils des acheteurs.
21. Entre 1999 et 2005, les prix de marchés de gros affichent à la fois une nette tendance à la hausse et une convergence entre les cinq pays examinés. Ceci semble confirmer que malgré leur dépendance aux coûts marginaux de production locaux, les prix des marchés sont également, et de plus en plus, influencés par les prix de marchés pratiqués dans la région concernée, à savoir ici le Nord-Ouest européen. Une comparaison des prix affichés sur différentes bourses durant la période 2002 à 2005 (voir graphique 3 ci-dessous) indique que l’indice BPI s’est aligné sur les prix de la bourse APX tandis qu’un grand parallélisme existe entre bourses allemande (EEX market) et française (Powernext).
Graphique 3 : Prix annuel de base load sur différentes bourses (2002-2005)
22. Les capacités d’interconnexion jouent un rôle important dans la fixation des prix à cause des problèmes de congestion qui limitent les échanges entre pays et empêchent l’émergence d’un marché réellement européen où tous les prix s’aligneraient. Une analyse des échanges internationaux montre que la Belgique est importatrice nette d’électricité. Le
13 Par exemple un client d’une utilisation de 6.500 heures aura environ 60% de base load et 40 % de peak load.
graphique 4 ci-dessous montre pour 2004 que celle-ci provient principalement de France et représente un solde importateur de 7.808GWh ou 9% du marché belge. Cette situation importatrice à partir d’autres marchés fait de la Belgique un marché suiveur en matière de prix. D’abord principalement influencés par les Pays-Bas, les prix sur le marché belge se rapprochent actuellement de ceux du marché français, les capacités de transit de la France vers la Belgique s’étant améliorées.
Graphique 4 : solde des échanges internationaux en 2004 : volumes des échanges entre pays (GWh) et prix de marché par pays(€/MWh)
I.1.4. Les coûts et les tarifs de transport
23. L’étude procède à une analyse des tarifs de transports dont les structures varient fortement d’un pays à l’autre. Une comparaison est faite entre les tarifs pratiqués par ELIA SYSTEM OPERATOR (Belgique) et ceux de RWE et E.ON (Allemagne), RTE (France), TenneT (Pays-Bas) et National Grid Company (Grande Bretagne). L’application de ces tarifs à différents clients type Eurostat et à niveau de tension identiques entre pays, confirme l’augmentation des prix en sens inverse du niveau de tension de prélèvement et de la taille du client. Il apparaît que les coûts de transport en Belgique se situent sous la moyenne des quatre pays comparés pour tous les clients type industriels.
Tableau 4 : Tarifs de transport 2005 (€/MWh)
Client-type MW / MWh kV BE FR DE NL UK Moyenne
FR,DE,NL,UK
Ratio (%) Belgique / moyenne
FR, DE, NL, UK
le 0,5 / 2.000 50-70 10,5 18,4 11,0 12,5 8,2 12,5 84%
lf 2,5 / 10.000 50-70 10,5 15,3 9,3 9,0 8,2 10,5 100%
lg 4 / 24.000 >70-380 6,0 7,4 6,0 6,9 8,2 7,1 84%
lh 10 / 50.000 >70-380 6,7 7,5 6,6 6,6 9,0 7,4 90%
li 10 / 70.000 >70-380 5,6 7,1 5,3 5,9 7,7 6,5 86%
I.1.5. Les tarifs et les coûts de distribution
24. L’analyse des coûts et tarifs de distribution a été réalisée en trois phases : - un calcul du tarif de distribution pour tous les clients type Eurostat concernés par les tarifs de distribution et première comparaison entre pays.
- un calcul d’un revenu global normalisé des tarifs par pays en prenant chaque fois le même nombre de clients total qu’en Belgique (5,2 millions de clients) et la même répartition du nombre des clients par tranches de consommation représentées par les clients type de façon à afficher pour chaque pays le revenu global et le tarif moyen de distribution qui aurait été imputé à la clientèle belge si les tarifs du pays considéré y avaient été appliqués. Ceci permet une comparaison globale plus parlante des niveaux de prix de distribution dans les différents pays.
- une étude plus détaillée sur les coûts globaux de distribution est ensuite réalisée pour un nombre plus restreint de pays ou zones de distribution de tailles plus comparables dans le but de pouvoir tirer des conclusions.
25. Les tarifs de distribution ont d’abord été simplement comparés pour tous les clients type Eurostat. Les tarifs belges ont été calculés sur base des tarifs des trois principaux gestionnaires de réseaux de distribution (IEH, IMEWO et Sibelga). Pour les pays comparés, les tarifs pratiqués par RTE (France), Bewag (Allemagne), ENBU (les Pays-Bas) et EME (Grande Bretagne) ont été retenus. Les tarifs sont repris dans le tableau 5 ci-dessous. Par rapport aux autres pays, les tarifs de distribution en Belgique apparaissent être plus favorables pour les plus petits clients mais moins favorables pour ceux de plus grande taille avec moins de consommations de nuit ou à faible durée utilisation. Les tableaux qui suivent ont été réalisés en utilisant les tarifs de distribution en application fin 2004 qui étaient seuls connus au moment de ce calcul.
Tableau 5 : Tarifs de distribution pour différents clients type (€/MWh)
Client-type MW MWh
BE IEH,IMEWO,
Sibelga FR RTE
DE Bewag
NL ENBU
UK EME
Moyenne FR,DE,NL,UK
Ratio (%) Belgique / moyenne
FR, DE, NL, UK
Da 0,003 0,6 66,5 73,0 106,9 122,1 94,6 99,2 67%
Db 0,0035 0,2 66,5 70,8 80,9 82,6 65,8 75,0 89%
Dc 0,0065 3,5 56,5 56,3 63,8 56,6 46,9 55,9 101%
Dd 0,0075 7,5 57,3 44,9 59,0 49,4 41,6 48,7 118%
De 0,009 20 44,6 39,9 56,4 45,5 38,7 45,1 99%
la 0,03 30 66,4 68,5 73,8 88,6 31,6 65,6 101%
lb 0,05 50 64,3 58,6 54,6 65,5 31,6 52,6 122%
lc 0,1 160 46,4 33,4 36,3 33,2 22,3 31,3 148%
ld 0,5 1250 32,2 20,6 28,4 18,7 16,7 21,1 153%
le 0,5 2000 27,6 15,7 27,6 14,8 13,0 17,8 155%
26. Ensuite afin de pouvoir tirer des conclusions et déterminer si la Belgique se situe globalement au-dessus ou en dessous des autres pays en matière de tarifs de distribution une valeur moyenne par pays a été calculée. Les tarifs de distribution par clients type et par zones de distribution identiques à celles du tableau précédent ont été appliqués à un ensemble pondéré des clients type de nombre et de répartition identique 14 à la clientèle de distribution totale en Belgique (5,2 millions de clients). Les montants du produit des tarifs exprimé globalement et en valeur unitaire par MWh sont repris au tableau 6. On observera des chiffres plus élevés pour la Belgique que pour la moyenne des quatre autres pays.
Tableau 6 : Revenu total de la tarification de la distribution appliquée à une clientèle identique à la clientèle distribution totale de la Belgique
BE FR DE NL UK Ratio (%)
IEH, IMEWO,
Sibelga RTE Bewag ENBU EME Moyenne
FR,DE,NL,UK
BE / moyenne FR,DE,NL,UK
1774 1507 1951 1690 1292 1610 110%
46,3 39,3 50,9 44,1 33,7 42,0 110%
Revenu total millions €
Moyenne pondérée du coût de distribution €/Mwh
27. Afin de mieux cerner l’origine des différences, on a ajouté à la comparaison ci-dessus basée sur les tarifs de distribution une comparaison des coûts pour la Belgique, les Pays-bas et la Grande Bretagne (EME + MEB). Ces entités ont été retenues car elles sont de taille plus semblable ce qui facilite la normalisation et l’analyse. Les coûts ont été calculés sans tenir compte d’autres éléments de différence entre pays que ceux relatifs à la longueur des réseaux, au nombre des clients et aux volumes vendus. Un relevé des coûts a été effectué tel que repris au tableau 7 ci-dessous.
14 Chaque client type est considéré représentatif d’un nombre de clients donné et donc d’une consommation donnée.
Tableau 7 : Coûts de distribution et Informations techniques
2005 BE NL UK
INFORMATION FINANCIERE (EME+MEB)
Regulated Asset Base (RAB) (M€) 8.028 9.835 2.943
Valeur comptable des actifs (M€) 3.670
WACC % pré-taxe 6,60% 6,60% 6,60%
Coût total de distribution (M€) 1.711 1.967 1.141 Coûts Opérationnel et entretien (M€) 717 732 364
- WACC*RAB (M€) 482 649 242
- Amortissement (M€) 231 338 264
- Taxe de voirie (M€) 22 0 71
- Obligations de service public (M€) 44 0 0 - Coût des pertes en réseau (M€) 215 248 199
- Impôt société (M€) 0 0 0
- LUP (M€) 109
INFORMATION TECHNIQUE
Energie livrée 2005 (GWh) 83.600 96.300 57.461
Energie livrée THT (GWh) 0 1
Energie livrée HT (GWh) 42.636 59.706 19.340
Energie livrée BT (GWh) 40,964 36,594 35.444
Pertes en réseau 2005 (GWh) 3.912 4.507 3.063 Longueur de réseau (km) 184.572 262.852 129.566 Longueur de réseau souterrain (km) 118.752 256.765 81.332 Longueur de réseau aérien (km) 65.820 6.087 48.234 Superficie désservie (km2) 30.378 41.864 29.000 Nombre de clients (millions) 5,220 7,688 4,700
<1 kV 5,175 6,905 4,694
>= 1 k
,440
V 0,045 0,065 0,006
28. La validité de cette comparaison (calcul global des coûts de distribution (tableau 7)) se confirme par sa comptabilité avec la comparaison précédente du revenu global des tarifs (sommation des tarifs appliqués à une clientèle répartie par tranches représentées par les clients type (tableau 6)) Cette comparaison peut se confirmer par les écarts limités entre produits et coûts de distribution obtenus par les deux approches. On relèvera ainsi un coût total de distribution estimé à 1.711 M€ pour la Belgique qui se situe un peu en dessous du revenu global estimé des tarifs de distribution qui est de 1.774 M€ . Pour la Grande-Bretagne l’écart semble plus important, mais en ramenant le produit des tarifs de 1.292 millions d’euros au nombre de clients de EME + MEB (deux distributeurs des Midlands), on obtient 1.165 millions d’euros plus comparable au chiffre de 1.141 millions d’euros du tableau 7. Le recoupement des chiffres relatifs aux Pays-Bas est plus complexe et demande de tenir compte de différences de longueurs de réseau et d’énergie par unité pour ajuster le nombre de clients.
I.1.5.1. Analyse des coûts de distribution et conclusions
29. Une analyse des ratios permettant une comparaison entre pays a ensuite été réalisée. Trois paramètres clef ont été retenus : le nombre de clients, les volumes livrés et la longueur des réseaux. Une variable unique représentative a été retenue pour la comparaison : un nombre de consommateurs normalisé en fonction des écarts de l’énergie livrée et des écarts de longueur des réseaux vis-à-vis de la moyenne15. On comparera sur cette base les coûts de distribution d’une part pour un ensemble de petites entités de distribution et d’autre part plus globalement à niveaux national ou régional.
30. Une analyse des coûts opérationnels et d’entretien a été réalisée sur base de cette normalisation pour un ensemble de petites entreprises de distribution dont les trois intercommunales belges (IEH, IMEWO et Sibelga). On observe en conclusion que les coûts de la distribution en Belgique analysés se situent environ 9% au dessus de la ligne de tendance établie pour ce petites entités de distribution comme il apparaît dans le graphique 5 ci-dessous (les intercommunales belges sont représentées par les gros losanges). Ceci semble justifier la situation du revenu des tarifs de distribution belges qui apparaissent 10%
plus élevés que les tarifs selon les calculs réalisés sur le revenu global des tarifs de distribution basés sur les clients type (voir paragraphe 26 et tableau 6).
15 Nombre de clients ajusté = nombre de clients * (1 + 0,25 δU / U + 0,25 δL / L), U étant les volume vendu par client et L la longueur de réseau par client.
Graphique 5 : Comparaison des coûts de distribution dans différentes entités de taille limitée en fonction du nombre normalisé de clients
31. L’exercice a été répété pour comparer les coûts de distribution totaux en Belgique, avec ceux des Pays-Bas et d’un ensemble reprenant deux entités de distribution des Midlands en Grande Bretagne (ensembles de tailles assez comparables à la Belgique).
Utilisant la même normalisation, cette étude dont les résultats sont visualisés par le graphique 6 ci-après donne de semblables résultats. Sur cette base il peut être conclu que les coûts de distribution en Belgique se situent au-dessus de ceux des Pays-Bas et fortement au-dessus de ceux en Grande Bretagne. Cela peut provenir d’un effet d’échelle avec une distribution partagée entre une trentaine d’entités en Belgique et également pour la Grande Bretagne de l’effet de la pression du régulateur sur les tarifs de distribution exercée depuis un plus grand nombre d’années que dans les autres pays.
Graphique 6 : Comparaison des coûts de distribution dans différents pays en fonction du nombre normalisé de clients
32. De ces analyses il apparaît donc que les coûts de distribution en Belgique sont globalement plus élevés que dans les pays voisins. On ne peut pas conclure que cela résulte uniquement de la petite taille des entreprises de distribution en Belgique car on trouve également un coût plus élevé en Belgique en comparant les coûts de distribution de petites entités de distribution. Une étude plus poussée permettrait de vérifier si ces écarts se justifient par des différences dans les obligations de service public par exemple.
I.2. Comparaison des prix de vente
I.2.1. Prix aux gros clients industriels
33. La comparaison internationale des prix de vente de l’électricité aux gros clients industriels en 2005 place les prix belges assez près de la moyenne des quatre autres pays mais au dessus de ceux de la Grande Bretagne, de la France et des Pays-Bas (à l’exception pour ce dernier pays des clients types Ie et Ii). Si l’on compare ces prix hors charges de transport, la Belgique repasse également sous les prix des Pays-Bas. Le tableau 8 ci- dessous donne la comparaison des prix de vente complets. En prenant la moyenne des
clients Ig et Ii on obtient un prix moyen belge représentatif des ventes aux gros clients industriels de 5,44 c€/kWh contre 5,38 c€/kWh pour la moyenne des quatre autres pays.
Tableau 8 : Comparaison des prix de Vente aux gros clients industriels 2005 (c€/kWh)
Client-type MW MWh BE FR DE NL UK
Moyenne FR,DE,NL,UK
Ratio (%) Belgique / moyenne
FR,DE,NL,UK
le 0.5 2000 7,22 5,30 7,95 8,07 6,06 6,85 105%
lf 2.5 10000 6,78 5,33 7,79 6,57 5,33 6,26 108%
lg 4 24000 5,74 4,55 6,95 5,56 4,73 5,45 105%
lh 10 50000 5,60 4,50 7,36 5,52 5,47 5,71 98%
li 10 70000 5,14 4,40 6,78 5,33 4,76 5,32 97%
34. L’étude compare ensuite ces prix de vente au coût total de production pour faire apparaître les marges dégagées. L’étude utilise les coûts de production calculés sur base des coûts variables moyens d’une part et marginaux d’autre part. Il est rappelé que les marges résultent de décisions prises historiquement et ayant influencé la constitution du parc de production ainsi que de l’environnement du marché. La marge belge vis-à-vis du prix moyen de production est supérieure à la moyenne des autres pays avoisinants car ce prix moyen de production est plus faible à cause la part importante de la production nucléaire.
Vis-à-vis du prix marginal de production la marge belge est par contre inférieure à la moyenne parce que plus d’unités fuel interviennent à la pointe. Ces données sont reprises aux tableaux 9 et 10 ci-dessous. Plus un marché est parfait, plus les prix tendent à s’aligner sur le coût variable marginal; avec l’amélioration du fonctionnement des marchés on peut donc s’attendre à l’avenir à des marges devenant négatives vis-à-vis du prix de production total basé sur les coûts fixes moyens et les coûts variables proportionnels.
Tableau 9 : Gros clients industriels, prix, coûts et marges sur coûts moyens (c€/kWh) 2005
BE FR DE NL UK Ratio (%)
Moyenne Belgique / moyenne FR,DE,NL,UK FR,DE,NL,UK
Coût de production variable 1,81 0,99 2,04 3,05 2,47 2,14 84%
Coût de production fixe 0,36 0,48 0,49 0,42 0,58 0,49 74%
Coût de capital 1,03 1,04 1,16 1,18 0,80 1,05 98%
Coût de production total 3,20 2,50 3,69 4,65 3,86 3,68 87%
Transport 0,58 0,73 0,56 0,64 0,79 0,68 85%
Marge gros client industriel 1,66 1,25 2,61 0,15 0,09 1,02 162%
Prix gros client industriel 5,44 4,48 6,86 5,44 4,74 5,38 101%
Tableau 10 : Gros clients industriels, prix, coûts et marges sur coûts marginaux (c€/kWh)
BE FR DE NL UK Ratio (%)
Moyenne Belgique / moyenne FR,DE,NL,UK FR,DE,NL,UK
Coût de production variable 3,77 2,18 3,26 3,52 3,51 3,12 121%
Coût de production fixe 0,36 0,48 0,49 0,42 0,58 0,49 74%
Coût de capital 1,03 1,04 1,16 1,18 0,80 1,05 98%
Coût de production total 5,16 3,70 4,91 5,12 4,89 4,66 111%
Transport 0,58 0,73 0,56 0,64 0,79 0,68 85%
Marge gros client industriel -0,30 0,05 1,38 -0,32 -0,94 0,04 -
Prix gros client industriel 5,44 4,48 6,86 5,44 4,74 5,38 101%
35. La moyenne des prix de marchés de gros est identique à celle des prix aux gros industriels. Les marges calculées pour les gros clients industriels vis-à-vis des prix des marchés de gros augmentés du tarif de transport sont négatives dans tous les pays à l’exception de l’Allemagne (voir tableau 11 ci-après).
Tableau 11 : Gros clients industriels, prix et marges sur prix des marchés de gros (c€/kWh)
BE FR DE NL UK Ratio (%)
Moyenne Belgique / moyenne FR,DE,NL,UK FR,DE,NL,UK
5,40 5,05 5,01 5,61 5,86 5,38 100%
0,58 0,73 0,56 0,64 0,79 0,68 85%
-0,54 -1,30 1,28 -0,81 -1,91 -0,68 -
5,44 4,48 6,86 5,44 4,74 5,38 101%
Prix de marché de gros Transport
Marge gros client industriel Prix gros client industriel
I.2.2. Prix aux clients industriels moyens
36. La facture des clients industriels moyens est généralement plus élevée en Belgique qu’en France et en Grande Bretagne mais parfois moins qu’aux Pays-Bas et toujours moins qu’en Allemagne. Le tableau 12 ci-dessous donne les valeurs 2005.
Tableau 12 : Prix de vente aux clients moyens industriels (c€/kWh) 2005
Client-type MW MWh BE FR DE NL UK
Moyenne FR,DE,NL,UK
Ratio (%) Belgique / moyenne
FR,DE,NL,UK
la 0,03 30 11,60 8,41 16,71 11,01 7,51 10,91 106%
Ib 0,05 50 11,30 8,41 15,32 10,84 9,45 11,01 103%
Ic 0,1 160 10,44 7,70 11,92 10,47 8,35 9,61 109%
Id 0,5 1250 8,40 6,29 9,15 8,85 6,53 7,71 109%
Ie 0,5 2000 7,22 5,30 7,95 8,07 6,06 6,85 105%
If 2,5 10000 6,78 5,33 7,79 6,57 5,33 6,26 108%
37. Le tableau 13 ci-dessous donne les marges calculées en utilisant les coûts de production moyens et marginaux pour les clients industriels moyens représentés par la moyenne des clients Ie et If.
