Synthèse et recommandations
À l'origine, le gaz naturel s'est développé autour des zones de production lorsque la consommation potentielle justifiait la mise en place de réseaux de transport et de distribution. Plus tard, le développement de ces réseaux, en parallèle avec le renforcement de la demande et le tarissement des sources locales, a imposé l'émergence de flux d'importations. C'est alors qu'on a vu se mettre en place des réseaux de transport de plus en plus importants, d'abord arborescents, puis qui se sont progressivement maillés, permettant alors une diversification géographique des approvisionnements.
Pour faire face à la lourdeur des investissements nécessaires à ce développement et aux risques associés à une insuffisance de la demande, les opérateurs ont mis en place des contrats take or pay qui engageaient le client et assuraient à l'opérateur le financement de ses investissements. La part du transport et du stockage est donc très vite devenue prépondérante dans le coût du gaz livré au client final : l'accès au réseau a donc un coût significativement élevé.
Cette caractéristique du secteur gazier a pesé dans l'ouverture du secteur gazier européen qui doit, pour être effective, assurer à tous les opérateurs les mêmes conditions d'accès au réseau. Cette caractéristique du marché gazier a conduit la Commission européenne à choisir des voies différentes pour libéraliser les marchés du gaz et de l'électricité : pour l'électricité, le monopole de gestion du réseau de transport s'est très vite imposé et la directive cherche à organiser une concurrence à la production ; pour le gaz, seule l'organisation d'une concurrence entre fournisseurs et transporteurs permet l'instauration ou le renforcement d'une concurrence interne au secteur favorable aux consommateurs finals et équitable pour l'ensemble des opérateurs, tout en assurant la sécurité de l'approvisionnement des consommateurs.
Sur l'accès au réseau, loin d'opposer les deux modes d'accès proposés par la directive, l'accès réglementé et l'accès négocié, il paraît souhaitable, et c'est le choix vers lequel se dirigent les principaux pays européens, de retenir un système résultant d'une convergence entre les deux modes. Le principe général pourrait être un système réglementé comportant des marges de négociation, la sauvegarde des principes de transparence et de non-discrimination permettant l'égalité de traitement entre tous les utilisateurs. Les transporteurs publieraient leurs tarifs et conditions standard et les déposeraient auprès du régulateur qui les contrôlerait. La définition des conditions standard permettrait, si nécessaire, l'existence de marges de négociation suffisantes. Le système pourrait prévoir la possibilité d'adapter et d'enrichir la gamme tarifaire au fur et à mesure de la connaissance effective des caractéristiques des demandes d'accès et de la réaction du marché aux offres présentées. Pour encourager le transporteur à développer de nouvelles infrastructures avant que ce soit le marché qui joue ce rôle, le prix du transport pourrait être basé sur une tarification binôme comprenant une partie réservation de capacité et une partie variable fonction du volume de gaz réellement transporté.
Sur la fourniture de gaz, même si la directive ouvre la possibilité d'une planification de long terme pouvant se traduire par la mise en place d'un régime d'autorisation d'importation, un tel système ne paraît pas tenable à terme. Le développement de marchés spots du gaz naturel en Europe ou d'accords de swaps entre opérateurs impose une plus grande flexibilité des achats incompatible avec la rigidité d'autorisations d'importations basées sur des engagements commerciaux d'achat en volume et par origine. La sécurité d'approvisionnement n'est plus liée uniquement aujourd'hui à des contrats take or pay, à l'existence de stockage ou à des contrats interruptibles.
L'Europe est parcourue par un réseau maillé de gazoducs, les points d'entrée au réseau se sont multipliés (pour du gaz sous forme liquide ou gazeuse), et avec eux le nombre de fournisseurs existants ou potentiels. Le recours à des achats spots permet de faire face à des ruptures accidentelles de l'approvisionnement ou à des conditions climatiques anormalement rudes. Des clauses de flexibilité ont été annexées aux contrats existants, cette flexibilité étant devenue pour les opérateurs gaziers la condition nécessaire pour assurer la sécurité d'approvisionnement des consommateurs. L'ouverture devra être progressive pour permettre aux opérateurs gaziers d'adapter leurs contrats à plus de flexibilité.
Par ailleurs, lorsqu'elles sont mises en place, la présence de bourses et des instruments associés participent à cette flexibilité. Elles permettent aux consommateurs éligibles de s'approvisionner librement tout en se prémunissant contre les possibilités de variation défavorable des prix. La mise en place de ces bourses suppose la liberté d'établissement des grossistes qui en sont les opérateurs et leur développement encourage la conception et la commercialisation d'outils modernes de gestion des risques. La présence de grossistes permet donc la réalisation d'arbitrages sur les livraisons de gaz au bénéfice des consommateurs et non au seul profit des opérateurs historiques.
Un régulateur, indépendant par rapport aux services de l'État, doté d'une large autonomie et d'importants pouvoirs, devra instaurer et organiser la mise en place de la concurrence gaz/gaz. Il travaillera en concertation avec l'ensemble des régulateurs européens pour mettre en place un marché européen libéralisé du gaz. Face à la convergence croissante des marchés du gaz et de l'électricité à travers les installations de cogénération, la production d'électricité à partir de gaz, le développement du trading, etc., il paraît souhaitable de mettre en place dès aujourd'hui une autorité de régulation mixte qui pourra ainsi arbitrer tous les problèmes qui ne manqueront pas de se poser touchant à la fois le gaz et l'électricité.
Enfin, dans un marché européen du gaz, la France pourrait profiter de sa position géographique de plaque tournante entre l'Europe du Sud et celle du Nord, entre l'océan Atlantique et la mer Méditerranée pour devenir un lieu important de négoce. Cela ne sera possible que si les pouvoirs publics prennent des mesures propres à encourager le développement du négoce gazier sur le territoire national, garantissent en particulier la liberté d'établissement et de transaction des grossistes. La mise en place d'une bourse du gaz pourrait par exemple faire partie de telles mesures.
Même si de nombreux freins ont pu être imposés à une réelle libéralisation du grand transport international du gaz au nom de la sécurité d'approvisionnement dans la plupart des pays membres de l'Union européenne, la libéralisation du marché européen du gaz naturel est en marche. Elle fait partie de la politique, proposée par la Commission, et reprise par le Conseil des ministres des pays membres, pour atteindre un marché intérieur de l'énergie sur lequel la concurrence permettrait l'émergence, pour les industriels européens, d'une énergie compétitive avec celle qui alimente leurs concurrents. La directive du Parlement européen et du Conseil " concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel " vient après celle concernant le marché de l'électricité, mais ne peut se réduire à une copie de la directive électrique, le secteur du gaz naturel ayant ses propres spécificités. Quelles seront les conséquences des nouvelles législations qui se mettent en place sur le ou les marchés européens du gaz, que ce soit pour les opérateurs gaziers à travers les différentes stratégies industrielles qui leur seront ouvertes, ou in fine pour le consommateur final qu'il soit éligible ou non ? Et parmi les principales interrogations qu'auront à se poser les pouvoirs publics nationaux : Quel organisme de régulation ? doit-il être mixte ou spécifique au gaz ? Quelle est l'organisation susceptible d'accroître la compétitivité de l'industrie européenne ? Doit-on encourager l'émergence de grossistes susceptibles d'agir sur des bourses du gaz ? Comment s'assurer que les investissements nécessités par l'accroissement de la demande pourront être réalisés ? Comment ce nouveau contexte peut-il participer à la sécurité d'approvisionnement ? Quel peut être le rôle de la libéralisation du secteur gazier européen dans l'évolution de ce secteur en France ? Comment peut évoluer l'opérateur historique ? etc. 1. Les déterminants de l'organisation de l'industrie gazière
4.5. Des caractéristiques spécifiques au gaz pèsent sur l'organisation de son industrie
Même si le gaz et l'électricité sont deux énergies de réseau, même si des passerelles techniques et économiques existent entre le gaz et l'électricité, de nombreuses spécificités sont attachées au gaz naturel et pourront justifier, dans la préparation de la loi de transposition, une approche différente de celle que les pouvoirs publics ont pu avoir pour l'électricité. Plusieurs raisons plaident en ce sens. Le gaz peut être stocké mais le coût de son transport est élevé Alors que l'électricité ne peut être à ce jour stockée et qu'à tout moment la puissance produite doit être égale à la puissance consommée, le stockage du gaz, non seulement est possible, mais il constitue une variable stratégique dans la régularité de l'approvisionnement, que le pays soit producteur ou importateur de gaz.
L'approvisionnement en gaz nécessite des infrastructures lourdes : celles-ci étaient dans le passé dédiées pour la plupart à un lien étroit entre un producteur et un consommateur, les opérateurs du secteur ayant mis en place des contrats take or pay liant la construction d'un réseau à l'exécution d'un contrat d'achat pour un certain volume de gaz pendant une longue période. Aujourd'hui, le développement du réseau maillé européen ayant permis de se libérer d'une obligation de ces liens étroits, un des objectifs majeurs des différents acteurs doit être d'encourager le développement de nouveaux points d'entrée sur le réseau par gazoduc ou par méthanier, et la construction de nouvelles interconnexions. Mise en place par les grandes compagnies gazières pour accompagner la croissance de flux, l'infrastructure de transport est disponible désormais pour de nouveaux investisseurs assurés de voir leur investissement participer à l'approvisionnement d'un vaste marché.
Par ailleurs, la construction de gazoducs ne se heurtant pas à des contraintes environnementales, contrairement à celle d'une ligne haute tension, la décision d'un tel investissement peut être prise sur des critères exclusivement économiques. Cette possibilité de construire des gazoducs sans contrat initial permet d'introduire de la concurrence sur le service de transport Contrairement au réseau de transport d'électricité dont la structure est figée, le transport de gaz apparaît comme un marché contestable et les possibilités de concurrence que cela implique justifient qu'un chapitre de la directive soit consacré aux entreprises de transport de gaz naturel.
Le gaz n'ayant aucun marché captif, son développement est inégal selon les pays Les marchés du gaz et de l'électricité ne sont pas au même stade de développement : autant l'Europe de l'électricité est " mature " dans la mesure où quasiment tous les Européens sont reliés à un réseau, autant dans l'Europe du gaz certaines zones se développent très rapidement (l'Espagne, le Portugal et bientôt la Grèce par exemple). Les besoins en équipement lourd pour l'acheminement du gaz naturel (transport et distribution) sont donc particulièrement nécessaires dans certains pays, cela pouvant expliquer la prééminence de grands acteurs dans ce secteur. Alors que l'électricité a toujours eu un marché captif, le gaz naturel, en l'absence d'un tel marché, s'est partout développé en concurrence avec les combustibles pétroliers et l'électricité. Pour le gaz les opérateurs n'ont donc pas attendu l'ouverture des marchés à la concurrence pour proposer au consommateur final un prix " raisonnable ", compétitif avec celui des énergies concurrentes, que ce consommateur appartienne à l'industrie ou au secteur domestique. La libéralisation des marchés du gaz en Europe ne fera donc qu'amplifier cette concurrence en accentuant, voire en introduisant dans les pays où elle est inexistante, une concurrence entre les opérateurs gaziers que l'on appellera " concurrence gaz-gaz ".
À la différence du secteur électrique où chaque pays couvre (plus ou moins) l'ensemble de ses besoins en électricité, les pays européens sont dans des situations nationales extrêmement diverses en ce qui concerne le gaz : sur l'accès à la fourniture certains États sont producteurs, voire exportateurs alors que d'autres dépendent très fortement d'importations largement extra-communautaires ; sur les besoins en investissements, dans certains États le marché gazier a atteint un seuil de maturité, dans d'autres, il est en fort développement, voire émergent ; sur l'usage du gaz, dans certains pays il est largement utilisé pour la production d'électricité dans d'autres la consommation de gaz se partage essentiellement entre les consommateurs industriels et domestiques (voir le tableau suivant donnant ces parts pour treize pays européens en 1996).
En Europe la situation de la France est très spécifique : la part du gaz dans le bilan énergétique est très faible, d'une part parce que le gaz n'est pas utilisé pour faire de l'électricité, d'autre part parce que le chauffage électrique intégré y est très développé au détriment d'un éventuel chauffage au gaz naturel. La part cumulée du gaz utilisé par les industriels consommant plus de 5 Mm3/an et par les centrales électriques reste donc très modeste dans la consommation française de gaz naturel. Pour atteindre le degré d'ouverture minimal imposé par Bruxelles, l'opérateur historique devra donc élargir l'éligibilité à un plus grand nombre d'industriels que n'auront à le faire les opérateurs concurrents présents dans les pays voisins. Comme pour l'électricité, l'industrie est un marché convoité par l'opérateur gazier La répartition différenciée des usages du gaz entre pays induira des problématiques différentes : par exemple, les livraisons contractuelles du gaz étant régulières au cours de l'année, la présence d'usages saisonniers comme ceux du secteur domestique ou ceux d'une production électrique fortement modulée dans l'année impliquera un recours accru aux capacités de stockage. Il en sera différemment dans les pays où les usagers industriels sont plus importants car leurs besoins en gaz sont plus réguliers.
Tableau 1 - Part des centrales électriques et des industries dans la consommation totale de gaz de 13 pays de l'UE en 1996 (en %) Centrales (> 1 Mm3/an) Industries consommant (Mm3/an) Centrales + Industries > 25 > 15 > 5 > 25 > 15 > 5 Autriche Belgique Danemark France Finlande Allemagne Irlande Italie Luxembourg Pays-Bas Espagne Suède R.-U. Moyenne 26,4 16,5 57,8 4,1 48,3 n.d. 53 29 0 13,5 2 30 21,8 19,8 23,8 22,8 4 15,5 42,7 n.d. 22 7 43,4 27 27 9,2 7 13,5 26,7 26,2 4,5 20,4 44,4 n.d. 24 9 46,7 28 40 14 9,3 16,9 31,8 30,6 7,4 27,5 45,5 n.d. 28 15 48,2 29 58 26 13,5 22,7 50,2 39,3 61,6 19,6 91 31 75 36 43,4 40,5 29 39,2 28,8 33,3 53,1 42,7 62,1 24,5 92,7 35 77 38 46,7 41,5 42 44 31,1 36,7 58,2 47,1 65 31,6 93,8 44 81 44 48,2 42,5 60 56 35,3 42,5 Source : Conseil de l'Union européenne
Quelles obligations de service public ? Les obligations de service public applicables au marché intérieur du gaz diffèrent de celles retenues dans le marché de l'électricité dans la mesure où une partie seulement de la population est reliée au réseau gazier pour des raisons de compétitivité économique du gaz face aux énergies concurrentes. Il s'agit alors pour les pouvoirs publics d'assurer la continuité de fourniture essentiellement pour la population des non éligibles reliés au réseau . Ceci constitue pour l'opérateur au côté de l'égalité de traitement la principale obligation de service public. La situation est différente en ce qui concerne les clients éligibles qui peuvent assurer par eux-mêmes leur sécurité d'approvisionnement : soit par un recours au stockage (mais ils ne doivent pas être obligés de réserver des capacités de stockage) ; soit par un recours au marché spot ; soit par un recours à l'interruptibilité de l'usage du gaz prévue dans le contrat liant l'industriel à son fournisseur au bénéfice d'un autre combustible. Il faut noter que l'obligation de fourniture auprès du client final est assumée par les fournisseurs présents sur le territoire national qui diversifient, dans ce but, leurs achats par gazoduc ou par méthanier.
La réduction des coûts sur l'ensemble de la chaîne de GNL permet en particulier, pour les pays (comme la France) dotés de terminaux de regazéification, d'avoir recours à de telles livraisons à des prix compétitifs, cette compétitivité étant même appelée à s'améliorer sur le long terme. La valeur ajoutée du gaz se concentre sur le transport.
Le coût de la mise à disposition du gaz au client final dépendra largement du coût de son transport (qu'il ne faut pas confondre avec le coût de la fourniture), le coût de la production du gaz étant faible (comparable à celui du pétrole) ceci justifiera le développement d'une concurrence entre transporteurs de gaz :
- le coût du transport dépendra beaucoup du choix des moyens (gazoduc, méthanier) et des distances à parcourir, sachant qu'au-delà de 7 000 km avec les techniques disponibles aujourd'hui, il est plus rentable de transporter du GNL plutôt que de construire un gazoduc en terre, et que ce point mort tombe à près de 3 500 km si l'on compare le GNL à un gazoduc construit en mer ;
- au coût du transport du gaz s'ajoute celui de son stockage selon la modulation saisonnière de ses usages. Par ailleurs, les capacités de stockage, lorsqu'elles existent, favoriseront le négoce de gaz ;
- le coût de sa distribution va dépendre fortement de la densité de population : plus la densité est élevée, plus le coût est faible. Selon le mode d'approvisionnement (gazoduc ou méthanier) ou le type de marché (marché industriel ou domestique, ou secteur électrique), la valeur ajoutée pourra se déplacer d'une portion de la chaîne gazière à une autre et pourra donc être différente selon les pays membres.
Plus généralement, on peut découper la chaîne gazière en quatre maillons :
- l'activité amont (production proprement dite et transport du champ de production jusqu'à un point de livraison contractuel où le producteur livre son gaz à un acheteur) ;
- le transport international entre le point d'achat et l'entrée de la frontière du pays consommateur ;
- le transport à l'intérieur des frontières, le stockage, la vente du gaz aux grands clients et aux distributions publiques ; - la distribution du gaz aux moyens et petits clients.
L'industrie gazière européenne, c'est-à-dire les sociétés de transport et de distribution proprement dites au sens de la directive, exercent principalement leur activité sur le dernier maillon. En 1997, le montant des investissements de l'industrie gazière de l'Union européenne s'est élevé à 8,5 milliards d'euros. Il n'existe pas de statistiques sur les chiffres d'affaires. Toutefois, en admettant que pour 1998, le prix de vente au client final est en moyenne de 7 euros/MBTU en Europe, la valeur ajoutée de la chaîne gazière qui alimente les clients de l'Union européenne (y compris la valeur ajoutée au niveau de la production hors Europe) peut être évaluée à près de 90 milliards d'euros. La répartition des valeurs ajoutées sur ces différents maillons peut varier grandement d'un pays à l'autre, notamment selon la structure de l'industrie gazière, selon la structure de clientèle de chaque pays et selon l'éloignement des sources. On peut retenir les ordres de grandeurs suivants, pour les poids relatifs de chaque maillon dans la valeur ajoutée totale. Ces poids peuvent varier de façon très importante d'un pays à l'autre.
Tableau 2 - Répartition moyenne de la valeur ajoutée de l'industrie gazière européenne Amont 35 % Transport international à la charge de l'importateur, transport national, stockage 20 % Distribution 45 % TOTAL 100 % Source : Gaz de France L'exemple repris dans le tableau suivant concerne l'Allemagne. L'importance du transport dans le coût du gaz livré au consommateur final montre qu'une des tâches les plus importantes de l'autorité de régulation dans le secteur du gaz sera d'assurer la transparence des coûts du transport afin que chaque nouvel entrant puisse être traité de manière non discriminatoire. Tableau 3 - Un exemple : la chaîne de valeur de l'industrie gazière aujourd'hui en Allemagne (milliards d'euros) Production 1,4 8,1 % Importation 5,4 31,3 % Fiscalité 1,7 9,9 % Transport régional 2,0 11,6 % Achats des secteurs 6,7 38,9 % Résidentiel/tertiaire 5,7 Industrie 0,8 Production d'électricité 0,2 Valeur finale 17,2 100 % pour une vente de 920 TWh Source : Cambridge Energy Research Associate (CERA)
4.6. La convergence croissante entre le gaz et l'électricité influence la stratégie des opérateurs
La libéralisation des marchés en Europe, mais aussi dans de nombreux pays du monde donne lieu à un rapprochement important entre les industries du gaz et de l'électricité tant dans leur structure que dans les usages couverts en aval. Alors que les deux industries étaient par exemple dans le passé verticalement intégrées, on assiste aujourd'hui à un phénomène majeur de déconstruction-reconstruction tendant à introduire partout où cela est possible de nouvelles formes de concurrence. Dans la construction d'un marché unique de l'énergie, la concurrence inter-énergétique aussi bien que la concurrence intra-énergétique se trouvent ainsi renforcées.
L'analyse des chaînes de valeur du gaz et de l'électricité permet de mettre en évidence un certain gisement de synergies que l'on peut identifier à l'amont, au milieu et à l'aval de chaque filière et qui paraissent appeler à une consolidation des activités des entreprises gazières et électriques. En aval, on peut citer le comptage et la facturation du gaz et de l'électricité, les conseils et services énergétiques (choix d'équipement, études technico-économiques, financement, construction et exploitation d'équipements, contrats et couverture des risques prix) et l'extension à des produits et services non énergétiques. En amont et au milieu des filières, la production d'électricité à partir du gaz apparaît le phénomène majeur sur la dernière décennie et sans doute sur les prochaines. L'activité de trading devrait prendre une importance croissante dans un contexte de mise en place de marchés libéralisés de l'énergie en Europe, car il y aura à tout moment, pour un gros consommateur industriel, un possible arbitrage entre l'utilisation directe de gaz et l'utilisation d'électricité produite ou non à partir du gaz. Ce sera cependant à l'utilisateur d'arbitrer à tout instant entre les énergies dont il peut disposer pour optimiser le coût de sa fourniture énergétique. En effet, si l'utilisation croissante du gaz pour la production d'électricité est un élément majeur de convergence entre ces deux marchés, le gaz et l'électricité restent des substituts directs dans le secteur industriel pour certains usages.
Il en résulte donc une intense compétition entre le gaz et l'électricité, facteur de convergence entre ces deux marchés tant au niveau micro que macro-économique.
*Au niveau micro-économique, le consommateur cherche l'offre la moins chère et les fournisseurs d'énergie veilleront à satisfaire ce besoin en constituant des alliances avec d'autres compagnies afin de réaliser toutes les économies d'échelle possibles. Ceci peut revenir, par exemple, au niveau de la distribution à combiner les activités de comptage, de démarchage et de commercialisation.
*Au niveau macro-économique, les pouvoirs publics, sensibles aux pressions économiques qui s'exercent sur les industriels de leur pays, sont favorables à une baisse de l'ensemble de leurs coûts, à la réduction de leur facture énergétique en particulier. Les pouvoirs publics ne devraient donc pas mettre en place des barrières qui empêcheraient le marché de favoriser l'intérêt des consommateurs.
La nécessaire adaptation des opérateurs
Malgré l'intensification de la concurrence dans un marché européen de l'énergie qui se libéralise, une nouvelle coopération entre opérateurs se met en place, liée, d'une part, à la lourdeur des investissements et aux risques associés, d'autre part, à la diversité des compétences requises sur chacun des projets.
On assiste ainsi simultanément à deux mouvements : une intégration horizontale par regroupement d'opérateurs énergétiques et une intégration verticale dans laquelle l'opérateur gazier prend place dans l'aval ou dans l'amont.
*Les compagnies gazières peuvent par exemple vouloir pénétrer les marchés avals : c'est le cas de Gazprom en créant Wingas, une joint-venture avec Wintershall, filiale allemande de BASF. L'objectif de Wingas était, dans un marché en développement, de commercialiser du gaz en Europe occidentale, en particulier en Allemagne, de construire et d'exploiter de nouveaux réseaux de transport et de distribution, et d'avoir la possibilité de connecter ses réseaux avec ceux des autres producteurs (Royaume-Uni et Norvège) afin de promouvoir la compétition à la production et de participer aux nouvelles opportunités de trading.
*Certaines peuvent chercher à être présentes dans l'amont : d'une part, elles se trouvent ainsi en meilleure position pour négocier le prix de leurs achats de gaz de par leurs connaissances de l'évolution des coûts de production ; d'autre part, en ayant accès à des ressources de gaz situées à des distances raisonnables du lieu de commercialisation, l'entreprise accroît la flexibilité de son approvisionnement et optimise l'équilibre de l'offre et de la demande. Ces compagnies peuvent alors plus facilement résister à des compagnies concurrentes possédant des ressources.
Dans une telle dynamique, où des macro-opérateurs souvent multi-énergétiques et multinationaux se constituent, répartissant leurs risques sur un marché vaste et diversifié, les sociétés gazières devront s'adapter. Cette adaptation passe en particulier par l'élaboration de nouvelles formes contractuelles avec leurs fournisseurs et une adaptation de leur portefeuille d'approvisionnement. Elles ne devront plus se donner l'illusion d'une protection à travers des contrats take or pay trop rigides et, vis-à-vis de leurs clients, elles devront diversifier et enrichir leur offre. Par ailleurs, l'évolution vers une structure d'entreprise " multi-services " paraît attractive et de nombreux opérateurs s'y lancent actuellement. Mais il semble que si certaines entreprises sont susceptibles d'exceller dans la distribution de produits et de services au client final, il y aura aussi beaucoup d'échecs car les marges sont aujourd'hui laminées sur l'ensemble des marchés.
5. Une évolution progressive du marché européen
La directive entend promouvoir la concurrence entre opérateurs gaziers au cours d'une période de transition qui pourrait être relativement longue. Pendant cette période, chaque pays pourra adapter ses structures et les opérateurs se préparer au nouveau contexte. Celui-ci suppose des évolutions à plus long terme, qui dès aujourd'hui apparaissent probables et que certaines expériences étrangères préfigurent vraisemblablement.
5.1. Les objectifs de la directive :
favoriser les consommateurs européens en introduisant progressivement la concurrence Les objectifs poursuivis par la Commission en préparant les deux directives étaient les mêmes : il s'agissait de favoriser la mise en concurrence des fournisseurs dans l'intérêt des consommateurs. Des différences sont apparues par la suite, les deux énergies étant à des étapes très différentes de leur développement : pour l'électricité largement développée en Europe, le monopole du réseau de transport s'est très vite imposé car leur duplication n'avait aucun sens économique ; pour le gaz - en développement -, la duplication des réseaux peut s'envisager pour accompagner ce développement. La directive électricité cherche à organiser une concurrence à la production dans laquelle le gestionnaire du réseau de transport (GRT) joue un rôle déterminant. Pour le gaz, la production et les canalisations offshore étant exclues du champ de la régulation, les principaux enjeux de la directive concernent l'organisation d'une concurrence entre fournisseurs et transporteurs de gaz permettant l'instauration ou le renforcement d'une concurrence gaz-gaz favorable à l'aval gazier et équitable pour l'ensemble des opérateurs, tout en assurant aux consommateurs la sécurité de leur approvisionnement. Une des premières obligations de la directive gaz (comme pour l'électricité) est d'imposer aux opérateurs des comptes séparés pour leurs activités de transport, de distribution et de stockage et le cas échéant des comptes consolidés pour les activités non liées au gaz, et de garantir la confidentialité des informations commercialement sensibles afin que cette concurrence soit possible. Une ouverture large des marchés nationaux favorable à une concurrence gaz-gaz devrait s'imposer à terme car elle bénéficiera aux consommateurs européens. On peut rappeler que les premières étapes entreprises par la Commission européenne pour lancer les bases d'un marché européen de l'énergie concernaient déjà le gaz naturel, que ce soit la directive " transit " adoptée pour le gaz par le Conseil de l'énergie du 31 mai 1991 ou la directive " transparence " adoptée par le Conseil de l'énergie du 21 mai 1990. Dans les attendus de la directive " transit " le Conseil estimait notamment : que " la coordination de la réalisation et de l'exploitation des interconnexions qu'impliquent les échanges de gaz naturel permet à la fois d'améliorer la sécurité d'approvisionnement de la Communauté européenne en gaz naturel et d'en diminuer le coût " ; qu'" il est possible et souhaitable de parvenir à l'extension des interconnexions " ; que " l'obligation de transit concerne les réseaux à haute pression " et enfin que " les conditions de transit du gaz naturel entre grands réseaux sont négociées et conclues par accord entre les responsables des réseaux intéressés ".
La directive transit apparaissait donc comme une étape fondamentale dans la mise en place d'un réseau européen de gaz. Dès le 22 juin 1998, le Conseil adoptait le texte de la directive " gaz ", deux ans après celui de la directive " électricité ". Celle-ci établit, pour la mise en place d'un marché intérieur du gaz naturel, des règles communes à chacun des pays membres concernant le transport, la distribution, la fourniture et le stockage du gaz naturel. Cette directive insiste sur la nécessaire progressivité de l'ouverture du marché gazier.
L'ouverture devra être progressive pour permettre aux opérateurs gaziers d'adapter leurs contrats à plus de flexibilité, alors même que la rigidité des contrats take or pay avait été la règle dans les première phases de développement des réseaux gaziers. Comme dans le cas de la directive " électricité ", la directive " gaz " garantit une ouverture progressive des marchés à la concurrence : dès le 10 août 2000, cette ouverture concerne tous les producteurs d'électricité à partir de gaz naturel ainsi que les clients finals consommant au moins 25 millions de m3 par an ; ce seuil passera respectivement à 15 millions de m3 et 5 millions de m3 par an au 10 août 2003 et au 10 août 2008. Les États membres doivent veiller à ce que la définition des clients éligibles soit telle qu'elle conduise à une ouverture du marché au moins égale à 20 % de la consommation annuelle totale de gaz sur le marché national en l'an 2000, ouverture portée à 28 % en 2003 et 33 % en 2008. Le tableau précédent montre par exemple qu'en France, à la différence des autres pays membres, une grande part du marché industriel devra être ouverte en 2003 pour satisfaire ces dernières exigences.
Pendant cette période de transition, les opérateurs engagés par des contrats take or pay pourront en particulier arguer qu'au vu de leurs obligations contractuelles ils ne peuvent permettre l'accès à un autre opérateur susceptible de fournir du gaz à l'un de leurs gros clients sans rencontrer de graves difficultés économiques et financières.
La directive retient par ailleurs dans ses considérants, au-delà du principe de subsidiarité, quelques règles importantes comme la possibilité d'imposer dans certains États membres des obligations de service public afin d'assurer la sécurité d'approvisionnement, la protection du consommateur, la régularité, la protection de l'environnement, la qualité et le prix des fournitures, les possibilités de planification à long terme. Mais ces obligations doivent être clairement définies, non discriminatoires, transparentes et vérifiables. Pour cela la directive demande la séparation comptable des différentes activités pour éviter la discrimination ou les subventions croisées, et une ouverture de l'accès au réseau comparable dans les différents marchés européens.
En arrêtant un dispositif de régulation , chaque pays devra tout à la fois veiller à sauvegarder l'équité entre les différents opérateurs présents sur le marché, définir les règles d'accès, notamment tarifaires, garantir la mise en œuvre effective de l'accès au réseau et veiller à ce que le service public soit assuré dans le respect du droit de la concurrence. En particulier, la directive donne la possibilité aux pays membres d'ouvrir l'aval gazier (transport, stockage, construction de terminaux méthaniers, négoce de gaz et distribution) à de nouveaux opérateurs. Les principes généraux du Traité, notamment les articles 52 à 60 ou la jurisprudence de la CJCE, qui pèsent sur les conditions d'application de la directive font obligation de transparence, de non-discrimination, d'égalité de traitement, de reconnaissance mutuelle et de proportionnalité. L'obligation de transparence doit être spécialement respectée pour permettre de vérifier que des limitations à l'ouverture ne sont pas introduites pour des motifs autres que la satisfaction des obligations de service public ou l'intérêt des consommateurs. Au-delà de cette période de transition qui doit s'achever en 2008, il est probable que l'ouverture s'étende plus largement à la distribution pour permettre à l'ensemble des consommateurs de bénéficier des avantages d'une fourniture en concurrence, en termes de qualité et de prix des services. Une concurrence entre fournisseurs s'exercera sur des réseaux de distribution devenus transparents, ce qui conduira à distinguer très clairement la fonction de gestionnaire de réseau et de clientèle de la fonction de fournisseur (approvisionnement en gaz et commercialisation). On rejoint ainsi une problématique très semblable à celle de la distribution d'électricité. À l'heure actuelle, comme pour l'électricité, la directive n'impose rien concernant l'éligibilité des distributeurs sinon qu'ils auront la capacité juridique de passer des contrats pour la fourniture du gaz consommé par leurs clients désignés comme éligibles. Jusqu'en 2008 cette possibilité est apparue comme suffisante aux ministres européens de l'énergie, la relative faiblesse de l'ouverture paraissant nécessaire pour ne pas compromettre l'équilibre financier des opérateurs historiques. Si les pays membres ont donc toute possibilité de prendre les dispositions qu'ils souhaitent concernant l'ouverture de la distribution, il paraît important de garder le temps nécessaire pour organiser l'industrie gazière afin d'anticiper une telle ouverture.
5.2. Vers un rapprochement des différents modes d'ouverture et des tarifs d'accès
L'ouverture proposée par la directive laisse de larges espaces de subsidiarité. Il est probable cependant que sur certains points une convergence se fasse jour progressivement, notamment dans la dynamique d'ouverture. Selon les termes de la directive, l'accès au réseau pour l'exécution des contrats de fourniture que les clients éligibles pourront négocier avec les entreprises de gaz naturel, sera possible sur la base de deux procédures, chacune répondant à des critères objectifs, transparents et non discriminatoires : l'ATR négocié ou l'ATR réglementé. Le choix entre ces deux formules d'accès est laissé dans la directive à l'appréciation des États. L'accès des tiers au réseau peut tout d'abord être négocié. Cette option laisse d'importants degrés de liberté au gestionnaire du réseau qui peut ouvrir son réseau aux entreprises de gaz naturel et aux éligibles sur la base de négociations bilatérales. Mais elle impose une transparence dans les décisions qui seront prises, les possibilités de refus étant limitées. Par ailleurs, les principales conditions commerciales pour l'utilisation du réseau doivent être publiées chaque année. Dans l'accès réglementé, l'accès au réseau se fait sur la base de tarifs et/ou d'autres clauses et obligations publiés pour l'utilisation de ce réseau. L'accès réglementé se distingue de l'accès négocié par une obligation de publication des conditions d'accès plus complète et l'absence de possibilité de négocier à des conditions différentes de celles publiées.
La distinction opérée par la directive entre les deux modalités d'accès au réseau paraît bien théorique. En effet :
- dans l'ATR réglementé, c'est l'opérateur qui en pratique calcule et publie ses tarifs (sous le contrôle du régulateur). Tout contrat exceptionnel (conditions particulières de pression, combinaison d'une fourniture de gaz et d'une demande de modulation, etc.), entrant difficilement dans une grille préétablie, donne en général lieu à des décisions tarifaires d'autant plus contestables qu'elles sont imposées aux affréteurs… d'où une multiplication de contentieux, comme le montre le système britannique ;
- à l'inverse, un système d'ATR négocié " pur ", c'est-à-dire sans références tarifaires (tel par exemple celui qui devrait être mis en œuvre en Allemagne) ne peut que donner prise à des accusations de discrimination entre les utilisateurs du réseau et s'adapte mal au développement de l'informatisation des transactions ou du trading. ATR réglementé Dans un ATR réglementé strict, le régulateur devrait choisir entre deux types de réglementation.
Le premier type de réglementation est basé sur le coût du service ou sur un taux de rendement (cost plus). Il consiste pour le régulateur à procéder à une évaluation régulière des coûts de fonctionnement du monopole sur une période de référence et à estimer son niveau de stock de capital. Sur la base de cette analyse, il impose un prix d'accès au réseau, prix devant couvrir les coûts d'exploitation du monopole et la rémunération de son capital. Outre les difficultés pour le régulateur à estimer ce coût en liaison avec les fortes asymétries d'information existantes, l'opérateur en monopole n'est pas incité à diminuer ses coûts, et peut même être incité à sur-investir. Par ailleurs, cela implique pour le régulateur une mécanique comptable lourde et coûteuse.
Le second type de réglementation cherche à éviter les effets pervers du premier. Il consiste pour le régulateur à définir un plafond de prix (price cap) indépendant des coûts de l'opérateur, plafond que le monopole ne peut pas dépasser. N'étant pas limité sur son taux de marge, l'opérateur en monopole est alors incité à réduire ses coûts sachant qu'il en gardera l'entier bénéfice. Tout le problème pour le régulateur, qui doit s'engager sur une période donnée à ne pas réviser les prix, est de fixer au départ le bon prix car, ce faisant, il détermine des transferts de rente importants. Cette difficulté a conduit le régulateur à imaginer des systèmes de tarification plus complexes conservant les aspects incitatifs de la tarification tout en introduisant des mécanismes de partage des profits.
Quelques expériences de tarification
On a assisté aux États-Unis à des réformes successives. La Federal Energy Regulatrory Commission (FERC) a d'abord impulsé un programme d'ouverture des réseaux : l'ouverture s'est progressivement réglementée, jusqu'à imposer une tarification binôme dont les modalités ont évolué. La première composante du tarif correspondait à la réservation de capacité et la seconde était assise sur les quantités de gaz effectivement transportées. Toutefois afin d'introduire plus de flexibilité dans l'accès au réseau, la FERC, en 1996, autorisera les gestionnaires des réseaux de transports, sous réserve d'une autorisation, à pratiquer des tarifs négociés (tarifs saisonniers ou indexés, etc.). Mais cette faculté est assortie d'un tarif de recours calculé par le régulateur pour les clients qui ne souhaiteraient pas négocier.
L'approche britannique est un peu différente. En 1986, après la privatisation de British Gas, l'Ofgas en charge de la régulation du secteur gazier avait retenu dans un premier temps une formule basée sur le coût des services, formule qu'il abandonnera en 1994 constatant tout à la fois l'absence d'incitation à la minimisation des coûts, la lourdeur des procédures administratives engagées et les débats sur le niveau du taux de rendement du capital. L'Ofgas retiendra alors une formule price cap qui imposera au monopole une limite à l'accroissement de ses prix. Plus tard, de nouveaux problèmes conduiront la MMC (Monopoly & Merger Commission) à recommander la publication des tarifs de transport et une séparation comptable des différentes activités de British Gas.
Quel que soit le mode d'accès retenu, plusieurs certitudes se dégagent :
- d'abord, la détermination des tarifs d'accès suppose d'imposer au moins une séparation comptable stricte entre les différentes activités du monopole ;
- vu l'importance du transport dans le coût du gaz livré au consommateur final, les principes de tarifications retenus pour l'accès aux infrastructures de transport et la garantie de leur transparence joueront un rôle central dans la crédibilité de l'ouverture du réseau ;
- plus la négociation entre les parties jouera un rôle important, plus le pouvoir de contrôle et d'investigation du régulateur devra être étendu et solide ;
- l'entité responsable de l'élaboration et de la publication de ces conditions commerciales devra être le transporteur ;
- afin que ces tarifs d'accès ne fassent pas obstacle à l'ouverture du marché, le régulateur doit pouvoir aménager le système de redevances, dès lors qu'elles apparaîtraient excessives au regard des tarifs pratiqués dans les autres pays européens ou de la rentabilité des investissements ;
- la tarification devra également, tout en assurant sur le long terme les développements du réseau qui s'avéreraient nécessaires, inciter le transporteur à réduire ses coûts ; elle pourra donc comporter des modulations, notamment pour gérer les situations de saturation des capacités existantes, sachant qu'il doit exister un lien entre la tarification de pointe et le développement du réseau ; - en cas de litige survenant sur les conditions d'accès au réseau, il faut que l'affaire puisse être renvoyée à une autorité de règlement des litiges désignée par les États membres, cette autorité pouvant être le Conseil de la concurrence ou l'instance de régulation sectorielle.
Loin d'opposer les deux modes d'accès, accès réglementé et accès négocié, on se dirige donc vers un système résultant d'une convergence entre les deux modes. Le principe général pourrait être un système réglementé comportant des marges de négociation. La sauvegarde de principes de transparence et de non discrimination permettrait au régulateur de vérifier que tous les utilisateurs du réseau ont été traités dans les mêmes conditions. Les transporteurs publieraient leurs tarifs et conditions standard et les déposeraient auprès du régulateur qui les contrôlerait. La définition des conditions standard devrait permettre l'existence de marges de négociation suffisantes pour traiter des affaires particulières (les transits, l'alimentation de très gros consommateurs, etc.) ou des demandes non standard. Le système prévoirait la possibilité d'adapter et d'enrichir la gamme tarifaire au fur et à mesure de la connaissance effective des caractéristiques des demandes d'accès et de la réaction du marché aux offres présentées.
Les choix nationaux illustrent cette convergence entre les deux modes. Il semble que l'ATR réglementé, au sens strict défini par la directive " gaz ", n'existe dans aucun pays. Inversement, dans tous les pays qui ont mis en place un accès au réseau, les opérateurs publient des tarifs d'accès, les systèmes se distinguant essentiellement par le degré de flexibilité laissé à la négociation entre l'opérateur et ses clients.
En Amérique du Nord, les tarifs et les conditions d'accès sont très précisément et complètement publiés, après approbation par les autorités de régulation, mais il s'agit toujours de tarifs maximaux ou de fourchettes de tarifs : sous la seule réserve de la non discrimination, les conditions peuvent être très largement négociées. En pratique, le tarif maximum est appliqué lorsqu'il n'y a pas de concurrence sur le transport, et le prix est négocié lorsque l'affréteur a des solutions alternatives. Le régulateur a connaissance de tous les contrats.
En Grande-Bretagne, les tarifs et conditions d'accès sont publiés et en principe obligatoires (non négociables). Cependant, pour les très gros clients (producteurs d'électricité en particulier), les conditions d'accès sont négociées.
Aux Pays-Bas, des tarifs sont publiés pour le transport, la modulation, le secours, le changement de qualité. Ces tarifs ont vocation à s'appliquer à tous, mais les dérogations ne sont pas interdites.
En Espagne, des tarifs maximaux sont publiés pour le droit d'accès, le transport, la regazéification, le stockage et la distribution.
En Belgique, le système choisi est un accès négocié devant respecter la transparence dans laquelle les principales conditions commerciales sont publiées. Celles-ci comprennent des obligations techniques minimales, la définition des points d'entrée possible pour le gaz et des prix indicatifs pour l'accès. Par ailleurs un code de conduite est établi définissant les procédures pour demander l'accès, les informations à fournir aux compagnies de transport par les utilisateurs, ainsi que les précautions devant être prises pour préserver la confidentialité des données commerciales. Ce système, comme on le verra plus loin, est obligé d'évoluer face à la mise en place de l'interconnector .
En attendant que ce soit le marché qui puisse à lui seul déterminer le prix du transport, les modalités concrètes qui seront retenues devront sauvegarder des marges de souplesse et d'adaptation en laissant plus d'initiatives aux transporteurs, surtout si l'on souhaite voir se développer de nouvelles infrastructures. En ce sens une tarification binôme, comprenant une partie réservation de capacité (les clients acceptant des contrats interruptibles ne la payant pas par exemple) et une partie variable fonction du volume de gaz réellement transporté dans laquelle les prix unitaires seraient soumis à un plafond, pourrait être un premier compromis.
La mise en place de l'interconnector contribue à l'harmonisation et la transparence des conditions de transport. Les nouveaux tarifs retenus par l'opérateur néerlandais préfigurent ce que pourrait être le marché européen du gaz. Avec la mise en place de l'interconnector, une harmonisation des tarifs de transport devient essentielle et une certaine concurrence entre les systèmes en place peut se manifester. Ainsi, Gasunie a dû proposer un nouveau système de prix pour l'achat de son gaz en le décomposant en trois composantes distinctes : un prix pour le gaz, un prix pour son transport et un prix pour son stockage. C'était en même temps la seule façon d'empêcher qu'un client puisse disposer de capacités de stockage et de transport illimitées dont il pourrait faire commerce grâce à un volume contractuel limité. Par rapport au concept britannique liant tarif et volume, le nouveau système néerlandais propose un tarif de transport fonction de la distance jusqu'à 200 km d'un point d'entrée du système Gasunie (qui en compte cinq), ceci pour éviter que les clients proches des points d'entrée subventionnent ceux qui sont les plus éloignés. La durée standard des contrats de transport est de cinq ans. Contrairement aux tarifs britanniques, le système Gasunie sera exclusivement basé sur la réservation de capacité et ne tient compte que des points d'entrée du réseau, alors qu'au Royaume-Uni, les points de sortie (33 au total) sont également pris en compte. Si ces nouveaux tarifs de Gasunie sont présentés comme pouvant servir d'exemples aux réseaux continentaux devant opérer sur un marché plus libéral, ils sont fortement critiqués aux Pays-Bas par les concurrents actuels et potentiels de Gasunie. Selon ces concurrents, ce système rendrait très difficile la construction de nouveaux gazoducs aux Pays-Bas par des concurrents de Gasunie et de nombreux contentieux tendent déjà à se développer . Si le système mis en place par Gasunie préfigure ce que pourrait être le futur marché européen du gaz, la période de transition pourrait être longue et difficile, les opérateurs historiques pouvant avoir des difficultés à modifier leur comportement et la subsidiarité accordée par la directive permettant le développement de contentieux. La directive laisse à chaque pays la possibilité de choisir le régime qui lui convient pour la fourniture de gaz.
La directive " gaz " prévoit que l'accès à l'activité de fourniture doit être libre mais qu'il est toutefois possible de le soumettre à un régime d'autorisations à condition que ces dernières soient octroyées au vu de critères publiés, objectifs et non discriminatoires. Elle ouvre aussi la possibilité de mettre en place une planification de long terme ce qui pourrait se traduire par des obligations portant sur le portefeuille des fournisseurs, voire par la mise en place de régimes d'autorisations d'importations (comme celui qui était en place pour le pétrole avant la libéralisation du secteur en France). Un tel système d'autorisations ne serait cependant pas tenable à terme, en particulier avec le développement de marchés spots du gaz naturel en Europe et l'émergence d'une plus grande flexibilité des achats.
5.3. Vers des dispositifs élaborés de préservation de la sécurité d'approvisionnement
La notion de service public dans le secteur du gaz paraît plus limitée que dans d'autres secteurs, car la desserte d'un territoire par le gaz naturel dépend d'abord de la compétitivité économique du gaz sur ce territoire face à celle des énergies concurrentes. Toutefois, la libéralisation induite par la directive européenne ne doit se traduire pour la distribution publique, à savoir pour les consommateurs non éligibles, ni par un transfert de charges à l'avantage des consommateurs éligibles, ni par une baisse de la qualité du service proposé, ni surtout par une remise en cause de la sécurité de son approvisionnement.
La directive reconnaît d'ailleurs aux pays membres le devoir d'assurer la sécurité d'approvisionnement de leurs consommateurs. En précisant dans l'article 3 de la directive que " les États membres peuvent imposer aux entreprises de gaz naturel, dans l'intérêt économique général, des obligations de service public qui peuvent porter sur la sécurité y compris la sécurité d'approvisionnement, la régularité, la qualité et le prix des fournitures et la protection de l'environnement ", la Commission rappelle que même dans un marché ouvert chaque fournisseur de gaz doit d'abord assurer l'approvisionnement de ses propres consommateurs.
Mais ceci ne doit pas impliquer la mise en place de barrières injustifiées à l'encontre de nouveaux entrants (comme pourrait l'être l'évocation abusive des contrats take or pay). Même si le gaz est largement remplaçable par d'autres énergies, le consommateur relié au réseau doit être assuré d'un approvisionnement régulier et au meilleur coût, en particulier lorsqu'il n'est pas équipé d'installation mixte, ce qui est le cas de la plupart des consommateurs domestiques. Des contrats take or pay continueront à participer à la sécurité des approvisionnements.
Dans le passé (et encore aujourd'hui), quand de lourds investissements étaient réalisés pour développer des champs et des réseaux de transport de gaz, les contrats take or pay le permettaient en donnant des garanties de long terme à toutes les parties, producteurs, transporteurs et consommateurs. S'ils représentent toujours une sécurité pour l'ensemble des opérateurs gaziers qu'ils soient en amont ou en aval lorsque se posent des décisions d'investissement, car ils supposent le partage des risques entre producteurs et acheteurs, l'existence d'un réseau maillé a réduit la pertinence même de ces risques car ils se retrouvent répartis de fait entre de nombreux fournisseurs et de nombreux consommateurs. S'agissant des contrats take or pay existants, la libéralisation du marché européen va entraîner leur renégociation, chaque opérateur cherchant à obtenir une plus grande flexibilité.
À l'avenir, des contrats à long terme continueront certes à être signés pour une grande part du marché, en particulier lorsque ceux-ci sont en expansion rapide, mais ils s'accompagneront dès leur signature d'une flexibilité plus grande sur les volumes, sur les prix et sur les mécanismes d'indexation. À court et moyen terme, la sécurité d'approvisionnement restera assurée non plus seulement par des contrats take or pay, par l'existence de stockages et de contrats interruptibles, mais par le recours à des achats spot qui permettront de faire face à des ruptures accidentelles de l'approvisionnement ou à des conditions climatiques anormalement rudes.
L'accès au stockage pour les nouveaux entrants doit être prévu et assuré de manière non discriminatoire, sans devenir un droit pour tous. La fonction première des stockages est de permettre aux transporteurs-fournisseurs de faire face aux impératifs de sécurité d'approvisionnement et de modulation saisonnière des distributions publiques. Bien évidemment, la loi gazière devra prévoir l'utilisation de ces stockages par les consommateurs éligibles, même si ces derniers ont généralement un profil de consommation sensiblement moins modulé que la moyenne.
Actuellement, dans l'Union européenne, diverses sources de modulation sont déjà offertes : britanniques (stockages British Gas et surtout recours au marché spot), allemandes (existence de volumes de stockage significatifs), italiennes, françaises et surtout néerlandaises (offre standard de modulation et de back up Gasunie). Il sera donc aisé pour un consommateur éligible ou un de ses fournisseurs de trouver sur le marché une offre de modulation à des conditions économiques intéressantes, compte tenu de la concurrence qui caractérisera ce secteur de la modulation. La directive ne prévoit aucune obligation en termes d'accès au stockage mais prévoit une possibilité d'ouverture des stockages existants à des tiers. Dans la mesure où, d'une part, les instruments de modulation intégrés à l'activité de production échappent à cette obligation, d'autre part, une telle obligation n'a pas été prévue par plusieurs des lois gazières déjà élaborées, tout choix de ce type fait par le législateur français risquerait de pénaliser les opérateurs nationaux.
En revanche il est nécessaire que les entreprises gazières dotées de larges installations de stockage puissent les utiliser de manière optimale. Le régulateur devra s'assurer qu'au-delà d'un usage prioritaire par elles-mêmes, l'accès aux capacités de stockage disponibles sera non discriminatoire pour tout opérateur le désirant. L'accès aux capacités de stockage devra être négocié sur des bases commerciales non discriminatoires. Cela nécessitera en particulier une comptabilité séparée pour les installations de stockage voire une gestion autonome afin que l'autorité de régulation puisse contrôler la non discrimination de l'accès aux installations.
Enfin, la flexibilité croissante du marché et un nombre accru d'acteurs apparaissent l'élément essentiel d'une meilleure sécurité. Cette flexibilité est liée à l'augmentation du nombre de points d'entrée du gaz en Europe, par gazoduc ou sous forme de GNL et à l'intensité du maillage. Les risques de rupture d'approvisionnement à partir d'une source donnée sont alors disséminés à travers une multiplicité de points d'entrée du gaz dans un marché européen interconnecté élargi, d'autant que des swaps peuvent dans ces conditions continuer à se développer entre pays.
La mise en place de marchés spots participera à cette flexibilité : d'une part, la baisse des prix du GNL, la souplesse que permet la mobilité des méthaniers et la multiplication des points d'entrée en Europe dans les pays équipés d'usines de regazéification permettent de couvrir les besoins de court terme par des livraisons spots de GNL ; d'autre part, des échanges spots de gaz se développent par exemple à Zeebrugge et permettent ainsi tant des échanges physiques que commerciaux. La sécurité d'approvisionnement n'est plus liée uniquement aujourd'hui, alors que l'Europe est parcourue par un réseau maillé de gazoduc, à l'existence de contrats take or pay, mais à la multiplication de fournisseurs, de points d'entrée au réseau, à la mise en place de marchés spots et à une plus grande flexibilité des contrats existants.
5.4. À terme, une probable généralisation des bourses de gaz
L'intérêt des grossistes et des bourses de gaz est multiple.
D'une part, leur présence clarifie le rôle des fournisseurs et des transporteurs : alors que les gestionnaires de réseaux de gaz étaient à la fois transporteurs et fournisseurs, l'exigence d'une séparation comptable conduit les transporteurs à devenir de réels opérateurs logistiques assurant des prestations de transport pour le compte de tiers, que ces derniers soient des entreprises extérieures ou des entités liées. Un grossiste peut alors organiser les livraisons de gaz, lorsque cela s'avère économiquement justifié, à travers des swaps et réduire ainsi le coût du gaz pour l'utilisateur final.
D'autre part, la mise en place de vrais marchés nécessite et encourage la mise en œuvre d'outils financiers efficaces de gestion des risques, permettant de se prémunir contre la volatilité des prix. Ceci permet la mise en place de produits dérivés portant sur les prix comme sur les volumes. Ici encore, comme dans d'autres domaines, on a assisté à une importante initiative britannique.
Alors qu'un marché européen continental du gaz tend à se mettre lentement en place, les britanniques prennent en effet de l'avance en matière d'organisation du marché : Ofgas proposait ainsi dès le 28 février dernier de nouveaux instruments de négoce visant notamment à établir " un régime de négoce au jour le jour pour l'achat et la vente en gros du gaz, pouvant être géré par un opérateur indépendant ". Ce marché au comptant du gaz (ou OCM), devrait être ouvert dès le 1er octobre 1999 à Transco, l'opérateur du réseau de transport britannique, aux utilisateurs des réseaux (shippers) et aux fournisseurs. Il s'agit de mettre en place un système électronique où tous les acteurs pourraient négocier sur écrans, alors qu'actuellement seul Transco est habilité à vendre et à acheter du gaz aux fins d'équilibrage du réseau avant de répartir les coûts de ce mécanisme d'ajustement entre tous les transporteurs. Ofgas a donc lancé en début d'année un appel d'offres à des opérateurs susceptibles de mettre en place un OCM au moindre coût, où l'information circulerait en temps réel auprès de tous les acteurs et où chacun serait commercialement responsable de ses actes. Il s'agit de concevoir un contrat complétant le contrat à terme NBP (National Balancing Point) de l'IPE (International Petroleum Exchange) et le marché de gré à gré (OTC) où la liquidité est déjà significative. Les acteurs pourront y négocier des titres de gaz sans obligation de livraison physique, des transactions physiques délocalisées et des transactions physiques avec spécification du point de livraison.
Cette expérience britannique dont l'objectif est de rendre le marché de gros plus transparent et plus concurrentiel montrera si la mise en place de tels marchés en Europe continentale est susceptible d'accroître fortement la flexibilité et la transparence des échanges. En cas de succès, elle pourrait préfigurer un changement à terme de l'ensemble du marché européen. La présence de ces bourses et des instruments associés permet aux consommateurs éligibles de s'approvisionner librement, tout en se prémunissant contre les possibilités de variation défavorable des prix, et le coût de ces couvertures apparaît très faible. La mise en place de ces bourses suppose la liberté d'établissement des grossistes qui en sont les opérateurs. Leur développement encourage la conception et la commercialisation d'outils modernes de gestion des risques et la présence de grossistes permet la réalisation d'arbitrages sur les livraisons de gaz au bénéfice des consommateurs et non au seul profit des opérateurs historiques. Dans ce contexte, le rôle des consommateurs ou associations de consommateurs sera d'ailleurs primordial pour leur développement. 6. Mettre en place une régulation et une organisation du secteur qui prépare aux évolutions futures Pour des raisons comparables à celles qui jouent dans le cas de l'électricité, il paraît souhaitable de mettre en place une autorité spécialisée jouissant d'une réelle indépendance pour assurer les tâches de régulation. Cela observé, de nombreuses questions pratiques restent à résoudre.
6.1. Quelles devraient être les responsabilités de l'autorité de régulation ?
Il n'y a pas de raison plaidant pour limiter les missions du régulateur ou le placer sous le contrôle du ministre. La présence d'un commissaire du gouvernement à l'intérieur de l'autorité de régulation n'est pas souhaitable. En revanche, pour donner au régulateur des informations sur la politique publique à mettre en place en matière d'énergie, on pourrait envisager la présence auprès du régulateur d'un conseil d'orientation comprenant d'une part, les associations de consommateurs, d'autre part, un représentant de l'État. Pour les mêmes raisons que dans le secteur électrique il est souhaitable que le régulateur soit réellement indépendant par rapport aux services de l'État, qu'il ait une autonomie la plus large possible et que ses pouvoirs soient importants. Ceci lui permettra, d'une part, de mettre en œuvre des politiques nationales dans le respect de la concurrence en faisant les arbitrages nécessaires entre les clients, les fournisseurs et les transporteurs lorsque des contraintes leur sont imposées, et d'autre part, de travailler en concertation avec l'ensemble des régulateurs européens pour mettre en place un marché européen libéralisé du gaz. Dans le cas contraire, des litiges ne manqueraient pas d'être portés devant le juge communautaire, car les problèmes à résoudre sont bien ceux de la mise en place d'un marché européen du gaz.
De manière générale, le régulateur devra instaurer et organiser la mise en place de la concurrence. Parmi ses missions, la première concerne le respect des règles de séparation comptable entre les différentes activités de l'industrie gazière (transport, stockage, distribution, activités non gazières). Son contrôle est rendu particulièrement difficile par la forte asymétrie d'informations présente dans un secteur où le secret des négociations commerciales est continuellement mis en avant pour expliquer les silences et l'absence de données. La progression de la part des contrats spots au détriment des contrats take or pay aggravera encore cette difficulté. Le régulateur devra en particulier veiller à ce que toute entreprise disposant d'un portefeuille de clients éligibles et d'un portefeuille de clients non éligibles ne consente aux premiers des conditions tarifaires avantageuses dont le coût serait, in fine, supporté par les seconds. Dans ce but, il devra mettre en place des procédures de nature à empêcher tout transfert de charges des éligibles vers les non éligibles. Le régulateur devra par ailleurs surveiller la gestion du réseau de transport en distinguant par exemple le transport du gaz lié à la consommation nationale et le transport lié à des accords de transit (par échanges physiques ou à travers des accords de swap entre opérateurs). En cas de refus d'accès au réseau, il devra être capable de juger du bien-fondé de ce refus : de nouvelles stations de compression ne devraient-elles pas être installées sur le réseau ? Les capacités d'interconnexion sont-elles suffisantes ? Il devra aussi veiller au respect de la concurrence en s'assurant d'un accès des tiers au réseau non discriminatoire. Que l'ATR soit réglementé ou négocié (dans ce dernier cas, ce sont des conditions commerciales types ou maximales qui devront être affichées), il devra fixer la structure et le niveau de rémunération du service de transport de façon à ce que ces redevances orientent de manière appropriée le développement du réseau ainsi que son usage. Les prix doivent donc être fixés à un niveau qui tienne compte des coûts pertinents et qui permette une rémunération suffisante du capital lorsqu'elle est justifiée, et selon des modalités incitant les entreprises de transport à un comportement efficace . La directive reconnaît aux pays membres le droit d'établir des règles et de contrôler leur application afin d'assurer la sécurité des approvisionnements. La mise en œuvre des dispositions qui paraîtraient nécessaires aux pouvoirs publics doit être confiée au régulateur : il lui appartient en effet de concilier les missions d'intérêt général avec l'exercice de la concurrence, qui constitue la base du bon fonctionnement d'un marché. Il pourrait s'agir par exemple d'élaborer un " code du réseau " intégré dans la licence de l'opérateur et dans lequel seraient clairement définies les obligations des différents acteurs concernant la sécurité de l'approvisionnement en gaz à court et à long terme. Si les trois objectifs de la directive européenne sont partagés par l'ensemble de l'industrie gazière, à savoir, un marché unique intégré, de meilleurs prix et de meilleurs services pour l'usager afin que le gaz reste compétitif face aux autres énergies concurrentes, et enfin la sécurité de l'approvisionnement, il semble que des difficultés puissent apparaître sur la possibilité de réaliser un marché européen du gaz. Ce n'est pas tant à cause des marges de subsidiarité reconnues dans la directive qu'à cause du risque de voir le législateur national choisir d'abord des règles voulant favoriser a priori son entreprise dominante au détriment d'un marché européen intégré, alors même que cette entreprise peut gagner dans une ouverture plus large et un accès élargi aux nouvelles possibilités de trading. Le régulateur devra être attentif à ce que les règles imposées à l'industrie gazière permettent en priorité au gaz de se maintenir sur les marchés où il est compétitif avec les énergies concurrentes. Il ne s'agit pas de protéger une industrie qui a su s'adapter depuis toujours à un marché concurrentiel, celui du gaz face aux autres énergies, mais de s'assurer d'une totale transparence et d'une liberté du commerce favorable in fine aux consommateurs finals, par le développement d'une nouvelle concurrence gaz-gaz.
6.2. Une régulation mixte gaz-électricité
Doit-on mettre en place une autorité de régulation spécifique au secteur du gaz ou doit-on envisager une autorité mixte traitant le secteur du gaz en lien étroit avec le secteur électrique ? La connexité croissante des deux secteurs, l'existence de questions transversales à traiter, comme tout ce qui touche à la cogénération ou à la distribution (mixte en France à travers EDF/GDF Services) et le développement de l'activité trading portant à la fois sur le gaz et l'électricité plaident en faveur de la mise en place d'une régulation mixte.
C'est d'ailleurs le choix qu'ont fait aujourd'hui les Britanniques qui, après avoir mis en place dès 1986 l'Office of Gas Supply (Ofgas) pour réguler le marché captif du gaz, ont décidé au début de 1999 une restructuration des deux administrations l'Ofgas et l'Offer (Office of Electricity Regulation) en une même entité. Cette nouvelle organisation, l'Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets), a un siège unique abritant quatre unités couvrant chacune à la fois le gaz et l'électricité : une unité chargée de suivre la régulation et le contrôle des prix des " monopoles naturels " du gaz et de l'électricité ; une unité en charge de contrôler les contrats de négoce signés sur l'ensemble des chaînes de distribution de gaz comme d'électricité ; une unité chargée de la défense du consommateur en ce qui concerne en particulier les aspects sociaux et environnementaux et une unité qui, au-delà de la gestion administrative (finances, ressources humaines, etc.), sera en charge du développement de la politique de régulation. En mettant en place cette nouvelle organisation, les autorités politiques anglaises prenaient en compte l'interdépendance croissante des marchés du gaz et de l'électricité, liée en particulier à la forte augmentation de la part du gaz dans la production d'électricité et au développement d'un commerce de négoce et de détail de plus en plus intégré, les mêmes compagnies vendant à la fois du gaz et de l'électricité. Par ailleurs, la mise en place du Conseil des sages répond au désir de dépersonnaliser la régulation par un système plus collégial.
L'Italie a directement mis en place un régulateur unique pour le gaz et l'électricité, l'Espagne et le Portugal chargent du gaz et des autres hydrocarbures le régulateur du secteur électrique.
Parfois, aucune autorité de régulation particulière n'est mise en place : c'est le cas, par exemple, des Pays-Bas ou de l'Allemagne où le Conseil de la concurrence fait office de régulateur, etc.
En proposant aujourd'hui une telle régulation mixte pour la France on prend en compte dès maintenant la convergence potentiellement croissante entre le gaz et l'électricité et l'intérêt de se doter d'un outil nécessaire aux arbitrages touchant les deux secteurs. Même si cette convergence reste limitée en France pour les six ans à venir (l'existence d'un parc électrique surcapacitaire ne donnant en particulier que peu de place au gaz dans le secteur électrique), il y aura convergence, d'une part, à travers les installations nouvelles de cogénération et, d'autre part, sur le marché à travers le développement inéluctable du trading. Au sein de cette régulation il s'agira cependant de bien isoler les spécificités du gaz afin que celui-ci ne soit pas marginalisé. On peut par ailleurs rappeler qu'en France il y a déjà une tradition d'intégration du gaz et de l'électricité à travers la Digec. Un régulateur mixte devrait avoir à sa disposition deux services spécialisés distincts lui permettant de réagir très vite face à un problème technique touchant l'une ou l'autre des deux énergies. Compte tenu de toutes ces considérations et des risques attachés à tout régime transitoire, la mise en place immédiate d'une autorité mixte est souhaitable. Face à la convergence croissante des marchés du gaz et de l'électricité, en amont à travers les installations de cogénération et plus tard une production d'électricité à partir du gaz, et en aval à travers la distribution mixte et une activité trading qui ne pourra que se développer pour mettre les industriels français à égalité de compétitivité avec leurs concurrents européens, il nous paraît souhaitable de mettre dès aujourd'hui en place une autorité mixte de régulation. Celle-ci pourra ainsi arbitrer pour tous les problèmes qui ne manqueront pas de se poser touchant à la fois le gaz et l'électricité.
6.3. Une organisation qui prépare les évolutions de l'économie du gaz et de l'énergie en Europe
La transposition de la loi, puis l'exercice de la régulation, devraient être conçus pour mettre en place une organisation du secteur gazier tournée vers l'avenir, et en particulier anticipant les changements probables en Europe, tout en tenant compte des particularités du secteur français de l'énergie.
L'approvisionnement français est diversifié en raison de l'existence de gazoducs et de terminaux méthaniers. Le marché gazier a pu s'organiser dans le passé autour de quelques grands fournisseurs dont la structure oligopolistique (Gazprom, Gasunie, Sonatrach, Statoil) pouvait inciter les pays importateurs à leur opposer une même structure afin de mieux négocier les conditions commerciales de l'approvisionnement. La France important la quasi-totalité de sa consommation, la recherche d'une sécurité d'approvisionnement a donc pu se confondre avec la défense du monopole d'importations et d'exportations au bénéfice de l'opérateur public GDF. Cette situation a conduit à interdire aux deux autres transporteurs-fournisseurs français (Gaz du Sud-Ouest et la Compagnie française du méthane) d'importer et d'exporter librement du gaz naturel. La situation est aujourd'hui différente. Le marché potentiel du gaz se développe autour d'une multiplicité de possibles fournisseurs et la France a deux avantages supplémentaires qu'il s'agit d'utiliser au mieux : la capacité d'être approvisionnée par gazoducs ou par méthaniers et la présence sur son sol d'importantes capacités de stockage. En outre, grâce au réseau maillé européen auquel s'intègre le réseau français, la multiplicité d'acteurs, transporteurs et fournisseurs, participe à la flexibilité et donc à la sécurité de l'approvisionnement du pays. Le pluralisme des opérateurs ne nuit donc plus à la sécurité d'approvisionnement.
C'est pourquoi il est souhaitable qu'au plus vite les deux autres opérateurs français, GSO et CFM, en même temps fournisseurs de distributions publiques mais aussi d'autres clients éligibles et non éligibles, puissent, aux côtés de GDF, acheter et revendre du gaz pour contracter au meilleur prix, équilibrer leur bilan et participer à la mise en œuvre de marchés spots. Cette ouverture devrait s'étendre ensuite à tout autre opérateur désirant être présent sur le sol français.
Du côté du transport de gaz l'ouverture du marché gazier devrait conduire à supprimer des singularités du régime français relatif au transport de gaz par canalisation haute pression, pour ne pas handicaper les entreprises opérant en France par rapport à leurs concurrents.
La France connaît en effet une triple singularité en matière de transport à haute pression : l'État est propriétaire des canalisations de transport, alors même qu'elles ont été financées par les entreprises qui les ont construites et les exploitent ; le transport est une activité concédée et pas seulement autorisée ; la participation de l'État au capital des transporteurs est au moins égale à 30 %. Il convient de mettre un terme au plus vite à ces trois singularités qui handicaperaient lourdement les transporteurs en France et tout particulièrement GDF puisqu'au terme des actuelles concessions, il sera mis en concurrence sans être propriétaire des canalisations. Par ailleurs, dans l'immédiat, les tarifs appliqués par GDF dans le cadre de l'ATR risqueraient d'être systématiquement suspectés d'être biaisés par l'ampleur et le caractère solennel des attributions de l'entreprise publique ; enfin ces singularités rendent complexes, voire très difficiles, d'éventuelles évolutions à caractère patrimonial avec des tiers sur ces canalisations. Les évolutions nécessaires de notre droit devraient donc déboucher sur l'attribution de la propriété des réseaux à ceux qui les ont financés.
S'agissant de la fourniture, une particularité française est que les consommateurs industriels ont souvent de nombreux sites disséminés sur le territoire français. Si l'on entend tirer pleinement parti des possibilités ouvertes par la concurrence dans le secteur du gaz, il est souhaitable de donner au consommateur éligible la liberté de pouvoir choisir son fournisseur pour l'ensemble de ses établissements, alors qu'aujourd'hui l'industriel est obligé par exemple de retenir les fournisseurs en fonction des zones géographiques où sont localisés ses divers établissements. À terme, compte tenu du développement du trading qui poussera l'industriel à arbitrer à tout instant entre le gaz et l'électricité par exemple, on pourra même envisager de donner l'éligibilité, non pas sur les consommations d'une seule énergie mais sur l'ensemble des consommations énergétiques d'un même industriel. Dans la nouvelle loi, il paraît souhaitable, pour la compétitivité de l'industriel français, qu'il puisse, dans un premier temps, regrouper au minimum les achats de gaz de ses différents sites et choisir librement son fournisseur, qu'il soit français ou étranger même si cette disposition risque d'handicaper un industriel concurrent isolé.
La préparation de la transposition de la directive européenne est du reste une opportunité pour inscrire dans la durée l'existence auprès de GDF d'autres transporteurs/fournisseurs participant tous à la sécurité d'approvisionnement du pays. En particulier, la France pourrait profiter de sa position géographique de plaque tournante entre l'Europe du Sud et l'Europe du Nord, entre l'océan Atlantique et la mer Méditerranée pour devenir un lieu important de négoce et acceuillir une bourse du gaz. Cela ne sera possible que si les pouvoirs publics prennent des mesures propres à encourager le développement du négoce gazier sur le territoire national et qu'en particulier ils garantissent la liberté d'établissement et de transaction des grossistes.
En conclusion, les arguments de risque de défaillance et de sécurité énergétique parfois avancés pour défendre le maintien de conditions restrictives à l'activité de " fourniture de gaz " ne paraissent pas fondés aujourd'hui alors même que la France est dans une situation particulièrement favorable au cœur du réseau maillé européen. Pour que ces avantages puissent servir l'intérêt des consommateurs français il faudrait en particulier que des bourses soient mises en place, à partir desquelles des grossistes pourraient optimiser l'approvisionnement des industriels. Enfin, si elle adopte une attitude positive en cette matière, la France est placée de manière particulièrement favorable pour jouer un rôle majeur dans le négoce européen des contrats gaziers et de leurs produits dérivés. Pour toutes ces raisons, il est très vivement souhaitable que l'activité de fourniture et le métier de grossiste bénéficient d'une liberté d'établissement complète, dans le respect du droit commercial commun.
Du côté de la distribution, certains consommateurs s'inquiètent de la façon dont seront mis en œuvre les principes de continuité, d'égalité ou d'adaptabilité garantis par les missions de service public confiées à GDF dans le cadre de l'ouverture du marché gazier. En particulier, pour que le consommateur puisse retirer de la transposition de la directive des avantages, directs ou indirects, il faudrait que cette mise en œuvre puisse être l'occasion de renforcer une réelle concertation de l'opérateur gazier avec les usagers, alors que par le passé la négociation sur le contrat d'objectifs s'est souvent résumée par exemple à un dialogue bilatéral entre l'État et l'entreprise.
En France, la distribution du gaz par réseau s'opère dans le cadre des concessions prévues par la loi du 15 juin 1906, la propriété des réseaux étant impartie aux communes ou à leurs groupements. Cette organisation permet un processus continu de régulation : d'abord en amont dans le choix du concessionnaire, lorsque ce choix est libre, et dans la négociation des cahiers des charges entre les autorités concédantes et l'entreprise gazière, ensuite tout au long de la phase d'exploitation par le contrôle de la gestion du concessionnaire. Les pouvoirs publics pourraient préciser dans la loi sur le gaz les clauses obligatoires à introduire dans les cahiers des charges de concession et les pouvoirs généraux des collectivités concédantes que ce soit pour la passation, la révision ou le contrôle des concessions. Ceci permettrait, à l'instar de la loi sur le service public de l'électricité, de rappeler, voire de préciser le rôle d'autorité concédante imparti aux communes ou à leur groupement, ainsi que leur contrôle de l'accompagnement des missions concédées (bonne gestion des voiries, traitement de plaintes), et contribuerait à rapprocher le consommateur de son fournisseur. Si la mixité de la distribution du gaz et de l'électricité, par ailleurs, apparaît une spécificité bien française, il semble qu'elle permette une plus grande satisfaction de la clientèle en termes de services rendus. Aujourd'hui, l'apparition d'opérateurs multiservices confirme cette position et illustre notre intérêt à sauvegarder la mixité voire à l'étendre dans l'intérêt du consommateur final. Peut-on aller jusqu'à proposer que " EDF-GDF Services " soit une filiale autonome de EDF et de GDF, capable sur le plan juridique de livrer d'autres services en réseaux au consommateur dans l'intérêt de ce dernier ? Ceci reste une question ouverte. Plus généralement, il est souhaitable d'organiser l'industrie du gaz en France au bénéfice de l'ensemble des opérateurs et des consommateurs Les débats qui auront lieu autour du projet de loi de transposition de la directive gaz peuvent être l'occasion de redéfinir l'objet légal ou social de Gaz de France ainsi que le contenu du service, compte tenu du caractère non universel du gaz. Le degré de différenciation des tarifs sur le territoire doit être soigneusement étudié, en arbitrant entre deux exigences partiellement antagonistes : maintenir une concurrence équitable entre énergies, inciter à une bonne localisation des activités.
Au-delà, on devra se poser le problème des multi-utilities. À l'heure actuelle, les opérateurs publics sont soumis au principe de spécialité. À terme, il semble inéluctable que beaucoup d'opérateurs interviennent dans de nombreux secteurs de services, y compris les opérateurs publics. La question à résoudre est celle des rythmes d'évolution : comment synchroniser l'assouplissement du principe de spécialité et l'ouverture du marché, de façon que la concurrence entre GDF et les opérateurs multi-services privés reste équitable ?
Toujours dans la perspective des évolutions européennes à venir, la question d'un changement de statut de l'entreprise sera posée et cela devrait faire l'objet d'un débat public ouvert et transparent. Aujourd'hui, Gaz de France est un établissement public industriel et commercial (EPIC), statut qui ne lui permet pas de prendre les participations qu'il souhaiterait dans d'autres compagnies étrangères avec le risque de compromettre ainsi la réussite future de l'entreprise sur les marchés internationaux ; une transformation de GDF en société anonyme lui faciliterait de telles participations et ceci apparaît servir l'intérêt industriel du principal opérateur historique, mais aussi celui de l'ensemble des consommateurs. En ce qui concerne la distribution mixte il pourrait être souhaitable juridiquement de mettre en place une filiale commune dont le champ d'action pourrait être élargi, mais une large concertation est nécessaire pour en définir les modalités.
