Marché du gaz en France

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Le marché du gaz en France désigne les formes d'organisation du secteur de la production et de la commercialisation de gaz en France, qui ont fait l'objet d'un processus d'ouverture à la concurrence depuis la fin des années 1990.

Depuis juillet 2007, tous les consommateurs sont éligibles aux offres de marché.

Historique[modifier | modifier le code]

Tarifs réglementés[modifier | modifier le code]

Les tarifs réglementés du gaz dépendent de plusieurs variables, dont[1]:

  • le nom du tarif réglementé qui peut être Base, B0, b1, B2i, B2S, TEL, S2S, ou STS (en fonction de la taille, dutye de réseau et du public)
  • la zone tarifaire, qui dépend da la complexité du chemin entre le lieu d'origine du gaz et le point d'acheminement
Prix réglementé du kWh de gaz en 2016 (centimes d'euro/kWh)
Source : Tarif gaz[1].

Au 31 mars 2017, au moins 40 fournisseurs commercialisent leurs offres en France: les 22 sociétés historiques ainsi qu'une vingtaine de sociétés nouvellement présentes[2].

Avec le tarif réglementé, il existait une zone zone d’équilibrage Nord-B distribuant du gaz-B (peu calorifique) , en provenance des Pays-Bas, alors que la zone d’équilibrage Nord-H distribue du gaz-H, plus calorifique[2].

Consommation[modifier | modifier le code]

Prix réglementé du kWh de gaz en 2016 (centimes d'euro/kWh)
Source : opendata.reseaux-energies[3]

Marché de gros[modifier | modifier le code]

Les marchés de gros permettent aux fournisseurs de gaz de s'approvisionner en gaz auprès des producteurs afin de pouvoir ensuite alimenter leurs clients, les consommateurs.

Les achats de gaz se font selon deux types de contrats :

  • de gré à gré, par exemple via les traditionnels contrats à long terme, par le biais desquels l’essentiel du gaz est importé de Russie, d’Algérie et de Norvège. Ces contrats ont en général des durées longues (20 ou 30 ans). Ils permettent aux acheteurs de sécuriser leurs approvisionnements et aux producteurs de sécuriser des débouchés sur une longue période. Ces contrats comportent des clauses du type « Take or Pay » qui font supporter un risque de volume à l’acheteur, tenu de payer une quantité minimale prévue par le contrat, que le gaz soit enlevé ou non ; de son côté, le producteur s’engage à livrer les volumes de gaz, selon les échéances et autres conditions fixées par le contrat, en endossant un risque prix.
  • par le biais du marché intermédié, qui comprend le marché organisé (Bourses) et les courtiers. Il s’agit de plateformes de négociation sur lesquelles s’échangent différents types de contrats spot (Within-day, Day ahead et Week-end) ou de contrats à terme (produits mensuels, trimestriels, saisonniers et calendaires)[4].

Dates clés[modifier | modifier le code]

  • 2004 publication des Premiers indices relatifs aux prix PEG Nord
  • avril 2007: Lancement de la plateforme Powernext Balancing GRTgaz
  • 2008: accès au marché de gros pour certains clients industriels
  • avril 2015: Création de la place de marché TRS (Trading Region South)

approvisionnements / débouchés[modifier | modifier le code]

Importations Exportations
Source Observatoire du marché de gros T1-2017, GRTgaz TIGF

Marché de détail[modifier | modifier le code]

Le marché de détail est le lieu de rencontre des fournisseurs de gaz, historiques ou alternatifs, avec les clients des différentes catégories, depuis les grandes entreprises jusqu'aux clients résidentiels.

Historique de l'ouverture du marché[modifier | modifier le code]

Le marché du gaz a été ouvert à la concurrence, conformément aux directives européennes de décembre 1996 (« paquet énergie »), de 2003 et enfin de 2009, par lesquelles l'Union européenne organise l'unification du marché intérieur du gaz. Certains États membres avaient déjà initié une libéralisation de leurs marchés énergétiques. En France, depuis 1946, l’électricité et le gaz étaient des services publics principalement assurés par deux quasi-monopoles : EDF et GDF. La transposition des directives supposait des évolutions importantes, qui ont été mises en place de façon progressive. La LOI no 2003-8 du 3 janvier 2003 est relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie. La directive sur le marché intérieur du gaz a été plus tardivement transcrite (que celle sur l'électricité) et appliquée dans les faits dès août 2000 via un régime transitoire d’accès au réseau.

La loi du 10 février 2000 a notamment créé la Commission de régulation de l'énergie (CRE), une autorité administrative indépendante, chargée de veiller au bon fonctionnement du marché de l'énergie (gaz et électricité) et d'arbitrer les différends entre les utilisateurs et les divers exploitants.

L'ouverture a respecté le phasage suivant [5]:

  • Juin 2000 : éligibilité de tout site consommant plus de 16 GWh (soit un taux d'ouverture du marché de plus de 30 %)[6].
  • Février 2003 : éligibilité de tout site consommant plus de 7 GWh
  • Juillet 2004 : éligibilité des entreprises et collectivités locales
  • Juillet 2007 : éligibilité de tous les consommateurs (dont les clients résidentiels)
  • 19 juin 2014 : disparition des tarifs réglementés pour les très gros consommateurs professionnels raccordés au réseau de transport ainsi que pour les entreprises locales de distribution (ELD) de consommation supérieure à 100 GWh/an
  • 1er janvier 2015 : disparition des tarifs réglementés pour les sites de consommation supérieure à 200 MWh/an (professionnels et copropriétés)
  • 1er janvier 2016 : disparition des tarifs réglementés pour les sites non résidentiels de consommation supérieure à 30 MWh/an, les copropriétés de consommation supérieure à 150 MWh/an et les ELD de consommation inférieure à 100 GWh/an.

Conséquences de l'ouverture du marché[modifier | modifier le code]

L'ouverture du marché aux premiers consommateurs éligibles (industriels) s'est accompagnée initialement d'une forte hausse des prix du gaz, ces consommateurs ayant été largement subventionnés auparavant.

2 types de contrats sont possibles pour le client :

  • « contrat à tarif réglementé » (chez les fournisseurs historiques)
  • « contrat en offre de marché » (proposé par fournisseurs historiques et alternatifs).

Avancement de l'ouverture du marché[modifier | modifier le code]

La CRE publie chaque trimestre un rapport sur le degré d'avancement de l'ouverture du marché. Voici les principaux points du bilan trimestriel au 30 septembre 2016[7] :

  • 52 % des sites sont aux tarifs réglementés de vente et 48 % sont en offres de marché, dont 23 % auprès d'un fournisseur alternatif ; 15 % de la consommation de gaz naturel est aux tarifs réglementés et 85 % en offres de marché : 54 % auprès d'un fournisseur alternatif et 31 % auprès des fournisseurs historiques.
  • 24 fournisseurs alternatifs et 4 fournisseurs historiques sont actifs et inscrits sur le site internet énergie-info.
  • La part de marché des fournisseurs alternatifs atteint 38,1 % des sites et 65,6 % des consommations sur le segment des clients non résidentiels (12,3 % des sites et 0,4 % aux tarifs réglementés) contre 22,1 % des sites et 22,2 % des consommations sur le segment des clients résidentiels, où 54,7 % des sites et des consommations restent aux tarifs réglementés.
  • Les différentes offres de marché peuvent conduire à des prix moins ou plus élevé que le tarif réglementé de référence, bien que ce dernier évolue mensuellement. On note sur les graphiques présentés par la rapport de la CRE que les offres de marché supérieures aux tarifs réglementés sont presque toutes proposées par les fournisseurs historiques et que les offres de la concurrence sont jusqu'à 10 % moins chères que le tarif réglementé.

Références[modifier | modifier le code]

voir aussi[modifier | modifier le code]