Structuration de l’industrie, fondamentaux du secteur

1C’est en 1659 que la Grande-Bretagne découvre le gaz naturel et le commercialise à partir de 1790. En 1821, à Fredonia (États-Unis), les habitants ont découvert du gaz naturel dans une crique par l’observation de bulles qui remontaient à la surface. Au cours du XIX^e siècle, le gaz naturel a presque exclusivement été utilisé comme source d’éclairage. Sa consommation demeurait très localisée en raison de l’absence d’infrastructures de transport capables d’acheminer de grandes quantités de gaz naturel sur de longues distances [2]. En 1890, un changement important intervient avec l’invention des joints à l’épreuve des fuites. Cependant, les techniques existantes ne permettaient pas d’acheminer le gaz naturel sur plus de 160 kilomètres. Son transport sur de longues distances s’est généralisé au cours des années 1920, grâce aux progrès technologiques apportés aux gazoducs. Après la seconde guerre mondiale, la consommation de gaz a commencé à se développer sur une large échelle en raison de l’essor des réseaux de canalisation et des systèmes de stockage.

2Dans la plupart des pays européens, le secteur gazier s’est organisé à partir des années 1950 autour de compagnies nationales publiques, détentrices de monopoles de droit ou de fait d’importation, de transit et/ou de distribution sur leur territoire national : Gaz de France en France, British Gas au Royaume-Uni, ENI en Italie, Distrigas en Belgique, Gasunie aux Pays-Bas [3]. Dans certains pays, la distribution et la vente pouvaient être aussi effectuées par des régies municipales (Allemagne, Italie) ou par des compagnies locales de distribution (Espagne). Dans les quelques pays disposant de ressources en gaz, l’exploration / production étaient prises en charge par des groupes publics d’origine nationale impliqués, soit dans l’aval gazier (British Gas au Royaume-Uni), soit dans le secteur pétrolier (ENI en Italie, Statoil en Norvège, BP au Royaume-Uni), ou par des compagnies privées, souvent liées aux majors du pétrole (Shell et Esso aux Pays-Bas).

3L’industrie gazière européenne s’est développée à partir d’une généralisation de contrats de long terme. Le gaz naturel produit en Europe ou importé est vendu aux compagnies de transit / distribution au travers de contrats de long terme (entre 20 et 25 ans), dits « contrats take-or-pay ». Dans ce cadre l’acheteur a l’obligation de payer tout ou partie des volumes de gaz sur lesquels il s’est engagé, qu’il les utilise ou non. Le risque volume est donc partiellement ou entièrement transféré sur l’acheteur, le producteur ayant l’assurance que son gaz sera écoulé pendant toute la durée du contrat. Ce qui lui permet de s’engager dans l’activité risquée d’exploration et d’exploitation des champs et gisements gaziers et dans les lourds investissements nécessaires au développement d’infrastructures de transport qui sont indispensables pour acheminer le gaz et le faire transiter jusqu’aux lieux de consommation (pipelines) [4].

4Ces contrats prévoient également des clauses d’indexation de prix, qui permettent de faire évoluer périodiquement le prix du gaz vendu en fonction de l’évolution des prix des énergies concurrentes (essentiellement le fioul domestique, lui-même basé sur les cours mondiaux du pétrole). Le prix contractuel du gaz suit donc les prix du pétrole (moyenné sur six mois). Pendant longtemps, cette indexation s’est faite avec des variations géographiques : le prix du gaz était fixé en fonction des prix des énergies concurrentes sur chaque marché considéré, ce qui garantissait aux distributeurs locaux la possibilité de vendre le gaz à un prix compétitif par rapport aux énergies qui peuvent lui être substituées. Cela revenait à faire payer un peu moins cher le distributeur situé plus loin des zones de production en diminuant le coût de transport qu’il avait à acquitter [5]. Cette clause dite de « net back » ne pouvait être appliquée que si le gaz était effectivement vendu sur le marché auquel il était destiné et pas sur un autre (c’est la clause dite de « destination finale » qui permet d’asseoir la formule de calcul du prix en « net back »).

Figure 1

Le réseau de gazoducs en Europe

Le réseau de gazoducs en Europe

5Cette clause excluait toute possibilité de revente, par le distributeur, du gaz qu’il avait acquis par contrat auprès du producteur pour alimenter des marchés adjacents (cabotage ou vente du gaz en cours de route). Il n’y avait donc pas de possibilités d’échanges commerciaux entre distributeurs de différents pays, ni de possibilités d’arbitrages entre les différents marchés nationaux, qui étaient soigneusement cloisonnés et pratiquaient des prix variés, issus des différents contrats liant les distributeurs nationaux aux producteurs. Cela interdisait de fait la « gas to gas competition » [6]. Cette clause dite de « destination finale » a maintenant disparu sous la pression de l’Union Européenne, désireuse d’introduire plus de concurrence sur le marché européen (voir plus loin).

6La prééminence des contrats de long terme n’a pas empêché le développement, à partir des années 1980, d’échanges de plus court terme. Ces échanges se déroulent à des nœuds (hubs), généralement proches de zones importantes de consommation, où transitent plusieurs réseaux de transport de gaz. Il en existe plusieurs en Europe, dont celui de Zeebrugge en Belgique, développé par la compagnie Distrigas, carrefour du transit de gaz entre la Belgique, les Pays-Bas, l’Allemagne, la Norvège et le Royaume-Uni. Ces transactions jouent cependant un rôle d’appoint par rapport aux livraisons de gaz par contrats de long terme, qui continuent à assurer l’essentiel de l’approvisionnement en Europe.

7La particularité de l’Europe en matière gazière est sa dépendance vis-à-vis de pays tiers car sa production décline tandis que les besoins ne cessent de croître (figure 2). Actuellement, en considérant la Norvège, elle est dépendante à 45% de fournisseurs extérieurs et ce taux pourrait atteindre 60% en 2015 [7].

Figure 2

Évolution production / importation de gaz dans l’UE 27 (hors Norvège)

Évolution production / importation de gaz dans l’UE 27 (hors Norvège)

8Les premières découvertes importantes de gisement de gaz naturel en Europe datent des années 1950 et 1960. La Norvège (qui n’appartient pas à l’Union Européenne), les Pays-Bas, le Royaume-Uni (et dans une moindre mesure l’Allemagne, l’Italie et la France) commencent à produire du gaz naturel pour la consommation domestique et l’exportation. Ces trois pays produisent actuellement environ 80% du volume extrait chaque année dans la région et vont continuer à assurer une part importante des approvisionnements. Néanmoins, la production européenne (Norvège comprise) tend à décliner. Elle pourrait passer de 314 Gm³ en 2005 à quelque 310 Gm³ en 2010 et 285 Gm³ en 2015. En Norvège, les perspectives font état d’un plateau de production à environ 125 Gm³/an à partir de 2012, la quasi-totalité du volume produit étant disponible pour le marché européen.

9Aux Pays-Bas, le programme de restauration de la capacité de production permettra au gisement de Groningue de produire pendant encore 25 ans à un rythme soutenu, et de rester un fournisseur à une plus petite échelle par la suite. Au Royaume-Uni, les perspectives sont les moins favorables, le déclin de production, enclenché depuis quelques années déjà, semblant inéluctable compte tenu du niveau des réserves. À l’horizon 2015, le pays ne devrait plus fournir qu’en environ 50 Gm³ par an [8]. Comme le montre la figure 2, la production interne européenne (Norvège comprise) décline depuis 2004 après avoir atteint un plateau entre 1996 et 2004. En 2020, les projections font état d’une baisse de la production européenne de près de 40% par rapport à leur niveau de 2005 [9].

10Dans le même temps, la consommation ne cesse de croître, portée par la demande de gaz en provenance du secteur électrique. Depuis 1965, la consommation européenne de gaz a été multipliée par quatre, la part du gaz dans la consommation primaire totale d’énergie atteignant en 2005 près de 25% contre moins de 5% il y a quarante ans [10]. D’ici 2015, la demande gazière européenne devrait continuer à progresser à un rythme assez soutenu (2 à 2,5%/an), cette moyenne cachant de fortes disparités régionales (hausse plus forte dans les pays méditerranéens – Espagne, Italie – que dans les pays du nord du continent ou d’Europe Centrale). Dès lors, l’écart entre production et consommation internes se creuse et devrait continuer à se creuser à moyen-long terme.

11Face à cette situation et pour combler ce déficit qui a toutes les chances de s’aggraver dans les années qui viennent, la plupart des pays européens cherchent à diversifier leurs sources d’approvisionnement et les pays tiers qui exportent du gaz vers l’Europe s’attachent à ouvrir de nouvelles voies de transit. De nouvelles capacités d’importation sont mises en place (en construction ou à l’étude). Elles prennent deux formes : la création de nouveaux pipelines à destination des pays producteurs hors Europe et le développement de terminaux méthaniers capables de recevoir du gaz naturel sous forme liquide (GNL), transportés par bateaux.

12Plusieurs nouveaux pipelines sont à l’étude ou en construction. Ils permettront d’établir de nouvelles routes de transit afin d’augmenter les capacités d’importation des grands pays producteurs vers l’Europe. C’est le cas notamment des projets Nord Stream et Blue Stream / South Stream en provenance de Russie et à destinations respectives de l’Allemagne et de l’Italie. C’est aussi le cas des projets de gazoducs méditerranéens visant à renforcer et accroître la capacité d’exportation de l’Algérie à destination de l’Espagne et de l’Italie. D’autres pipelines pourraient permettre à l’Europe d’accéder à des ressources gazières nouvelles : c’est le cas du projet de gazoduc Nabucco qui devrait relier l’Europe à l’Iran et à l’Azerbaïdjan.

13Ces nouveaux corridors de transport de gaz seront complétés par de nouveaux terminaux méthaniers qui organisent le transport de gaz par bateaux sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL). Ces terminaux GNL assureront la possibilité à l’Europe d’accéder à des nouvelles sources d’approvisionnement, soit en provenance de pays plus lointains (pays du Golfe Persique, Malaisie, Nigéria, Trinidad et Tobaggo, etc.), soit de renforcer les livraisons effectuées par des pays proches qui exportent déjà leur gaz par gazoduc (Algérie, Russie, Libye). Même si ces projets de terminaux GNL sont importants dans la mesure où ils permettraient de s’adresser à un plus grand nombre d’importateurs, ils ne pourront combler qu’une partie limitée de l’écart qui se creuse entre production interne de gaz et consommation en Europe. Les gazoducs liant les pays européens aux grands pays importateurs assureront encore à l’avenir l’essentiel de l’approvisionnement en Europe [11].

14Ces investissements nécessaires, qui mobilisent des ressources financières considérables, doivent être engagés alors que le contexte réglementaire du secteur est en plein bouleversement. La libéralisation du marché gazier en Europe et la remise en cause de certaines clauses contractuelles bouleversent les équilibres antérieurs et modifient les comportements stratégiques des firmes. Pris entre de forts besoins d’investissement et une compétition qui s’intensifie, les groupes gaziers européens se sont lancés dans un vaste mouvement de concentration et de redéfinition de leurs périmètres d’activités.

La libéralisation du marché gazier en Europe

15L’Union Européenne a entamé au milieu des années 1990 une profonde réforme de son secteur gazier dans le but de construire à un horizon non défini un marché unique du gaz (« facteur important de l’achèvement d’un marché intérieur de l’énergie » [12]) et d’y introduire plus de concurrence, notamment en favorisant l’interopérabilité des réseaux et le développement des échanges entre pays membres. Cette démarche a conduit à la signature d’une directive européenne en 1998 (directive 98/30/EC), qui introduit une première série de règles communes en matière d’organisation du secteur gazier applicables à l’ensemble des pays membres. Cette directive prévoit en particulier la mise en œuvre d’un accès libre et non discriminatoire des tiers aux réseaux de transport et de distribution et l’ouverture de la concurrence pour la vente de gaz à destination des grands consommateurs (industriels). Elle prévoit également la séparation comptable des opérateurs verticalement intégrés, qui doivent tenir une comptabilité séparée pour les activités régulées (les réseaux) et leurs activités dérégulées (achat et vente de gaz aux clients éligibles). Les États membres gardent alors une certaine latitude dans la mise en œuvre des réformes : ils peuvent opter pour un accès négocié ou réglementé des tiers aux réseaux, ils peuvent aller au-delà de la séparation comptable et introduire une séparation juridique, voire patrimoniale (de propriété) ; enfin, ils peuvent décider de créer une instance indépendante de régulation (et fixer sans contrainte l’étendue des pouvoirs et des missions de ladite instance de régulation) ou de s’en passer.

16Cette première directive est suivie d’une seconde, adoptée en 2003 (2003/55/EC), qui accélère et approfondit le mouvement d’ouverture des marchés. Elle introduit en particulier un calendrier d’ouverture totale des marchés, y compris pour les clients résidentiels, avec la possibilité de choisir librement son fournisseur de gaz pour les ménages à partir du 1^er juillet 2007. Elle prévoit des restrictions plus sévères en ce qui concerne la séparation des réseaux de transport et de distribution (l’unbundling comptable cède la place à l’unbundling juridique avec création de filiales juridiquement bien identifiées au sein des groupes intégrés). Elle donne enfin obligation aux États membres de créer une autorité de régulation indépendante.

17En parallèle de ce travail législatif, la Commission Européenne effectue régulièrement depuis 2000 des études d’évaluation visant à analyser le degré de mise en application des directives électrique et gazière et leur impact sur l’ouverture réelle des marchés. Ces annual benchmarking reports sont en général assez critiques et relèvent certaines insuffisances dans la mise en œuvre des directives, qui, selon la Commission, sont de nature à bloquer ou à retarder la création d’un marché unique de l’électricité et du gaz [13]. Ces analyses ont été complétées en 2006/2007 par les résultats d’une enquête sectorielle menée par la DG Comp (direction générale de la concurrence), qui relève elle aussi un certain nombre de points négatifs [14]. Notons cependant que la méthodologie et les conclusions de cette étude ont fait l’objet de nombreuses critiques. Ces insuffisances en restreignent fortement la portée [15]. En tout cas, ce travail va servir de base à la Commission Européenne pour proposer de renforcer l’arsenal législatif par une troisième directive : « La dernière étape sur la voie de marchés de l’énergie concurrentiels a été franchie le 1^er juillet 2007 avec l’ouverture complète des marchés de détail nationaux. D’un point de vue juridique, tous les consommateurs européens ont maintenant la possibilité de choisir leur fournisseur et de profiter des avantages de la concurrence. Toutefois, le présent rapport montre qu’en pratique, l’intégration du marché est loin d’être un succès. Hormis quelques rares exceptions, les marchés de l’électricité et du gaz dans l’Union Européenne restent nationaux du point de vue économique et la concurrence y est limitée. Le présent rapport souligne que les problèmes relevés par la Commission dans son rapport 2006/2007 sur l’état d’avancement et dans le rapport d’enquête sectorielle sur les marchés de l’électricité et du gaz subsistent dans une large mesure. Toutes ces lacunes ne peuvent pas être comblées dans le cadre législatif en vigueur : les mesures législatives doivent être améliorées » [16].

18En septembre 2007 la Commission Européenne présente donc une proposition de troisième directive, qui est actuellement en cours de négociation. La version définitive n’est donc pas encore arrêtée au moment de la rédaction de cet article (janvier 2009). Les propositions de la Commission visent en particulier à durcir les obligations en matière de séparation des réseaux, à préciser les rôles et les responsabilités incombant aux régulateurs nationaux, à assurer une plus grande transparence dans le fonctionnement des marchés et préconisent enfin de créer une agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER). La négociation se focalise largement sur les obligations en matière de séparation des réseaux. La Commission propose de laisser les États membres choisir entre deux options de séparation des réseaux de transport : option 1) séparation de propriété (vente à un tiers des réseaux appartenant à des groupes intégrés actifs dans la production, l’importation et/ou la fourniture de gaz) ; option 2) création d’un « gestionnaire de réseau indépendant » (les groupes intégrés garderaient alors la propriété de leurs actifs, mais la gestion serait confiée à une entreprise ou à un organisme totalement indépendant (GRT)).

19Ces deux options (en particulier la première) ont soulevé l’opposition de certains États membres (dont la France), qui y voit une mesure disproportionnée par rapport à l’objectif poursuivi (le développement de la concurrence en Europe). Ces États penchent plutôt pour une « troisième voie » consistant à maintenir la propriété et le contrôle des réseaux de transport au sein des entreprises intégrées dans les États membres qui le souhaitent, tout en renforçant la régulation de ces filiales afin de donner des garanties que les groupes ne pourront pas influencer les décisions prises (voir tableau 1). La possibilité pour les États membres d’opter pour cette troisième voie a été acceptée par l’exécutif européen et a été entérinée par le Conseil des Ministres européens de l’Énergie en octobre 2008. Un accord politique a donc été trouvé (sur les options possibles de séparation et sur les autres éléments de la proposition de la Commission), mais les débats sont loin d’être clos car il reste l’étape d’une adoption par le Parlement européen à franchir (selon le processus de codécision propre à l’Union Européenne).

Tableau 1

Présentation des différentes options

3 options Caractéristiques Mise en œuvre (1) ITSO (Independent Transmission System Operator) Une firme indépendante gère le réseau, elle est propriétaire des actifs. Danemark, Pays-Bas, Portugal, UK, Espagne, etc. (2) ISO (Independent System Operator) Un opérateur indépendant gère le réseau. La firme intégrée reste propriétaire des actifs Écosse, USA, Canada, Australie, etc. (3) « Troisième voie » Une filiale de la firme intégrée gère le réseau, elle est propriétaire des actifs. Son indépendance de décision et de gestion par rapport à la maison-mère est renforcée Solution portée par la France, l’Allemagne et six autres pays européens.

Présentation des différentes options

Géopolitique et sécurité d’approvisionnement : l’Europe est-elle dépendante du gaz russe ?

20La croissance des besoins, combinée avec la diminution des ressources propres de l’Europe, conduit à faire de la sécurité d’approvisionnement de gaz une question de plus en plus importante. On l’a vu, le taux de dépendance de l’Europe (élargie à la Norvège), qui est de 45% actuellement, devrait monter à 60% en 2015. Deux pays assurent l’essentiel des besoins d’importation de gaz : la Russie et l’Algérie. Ces deux pays devraient rester les principaux fournisseurs extérieurs de l’Europe dans les années qui viennent. L’attention se focalise sur la Russie, principal importateur (45% des importations à destination de l’Europe), qui fournit 24% du total du gaz consommé en Europe.

21Pourquoi la Russie ? Trois facteurs spécifiques d’inquiétude de la part des Européens vis-à-vis de la Russie peuvent être évoqués.

22En premier lieu, la Russie n’est pas astreinte aux mêmes règles d’organisation et de libéralisation de son secteur gazier et pourrait profiter indûment des relations commerciales entretenues avec les pays membres de l’Union Européenne pour prendre le contrôle de grandes compagnies gazières européennes. La Russie pourrait être tentée d’entrer au capital de distributeurs pour mieux maîtriser la chaîne de la valeur sans pour autant accepter que des groupes européens puissent avoir directement accès à ses ressources gazières. Face à cette menace, l’Union Européenne a réagi en complétant son arsenal juridique par la « clause Gazprom » qui donne un droit de regard sur les investissements des pays tiers sur les marchés gaziers européens. Cette absence de réciprocité est un des enjeux du « dialogue » que la Russie et l’Union Européenne ont entamé en 2000 afin de formaliser leurs relations énergétiques. L’union ambitionne de persuader la Russie d’entamer un processus de réforme qui la conduirait à calquer l’organisation de ses secteurs électriques et gaziers sur ceux de l’Europe. Cet alignement et cette harmonisation ne sont pas du goût des autorités russes qui y perdraient beaucoup en capacité d’influence.

23Ce qui nous amène à la seconde source d’inquiète exprimée par l’Union Européenne. La Russie est entrée dans une nouvelle phase diplomatique qui s’articule autour d’une volonté de restaurer son rang de grande puissance, qui a les moyens de peser en matière de relations internationales. Le pouvoir actuel entend utiliser l’arme énergétique face à ses voisins immédiats (et anciens satellites : Biélorussie, Géorgie, Ukraine…) et face à l’Union Européenne, son principal partenaire commercial. Pour cela, elle peut s’appuyer sur une industrie énergétique organisée autour de grandes compagnies intégrées qui a) sont contrôlées totalement ou partiellement par l’État, b) poursuivent des objectifs stratégiques qui viennent en soutien des politiques suivies par le pouvoir exécutif (subventions pour maintenir des tarifs intérieurs du gaz artificiellement réduits, abondement du budget de l’État, appui à la politique étrangère…), c) sont au cœur de réseaux d’intérêts très serrés avec les sphères politiques dirigeantes. Gazprom, le groupe semi-public russe de production, de distribution et d’importation de gaz en est l’exemple le plus frappant [17]. « Cette évolution [de la diplomatie russe] est cohérente avec le renforcement de la centralisation des pouvoirs et du caractère autoritaire du régime politique russe depuis 2001, dont le pendant dans l’arène internationale est une politique de réaffirmation de la puissance et, vis-à-vis des pays de la zone d’influence de la Russie, la pratique d’une diplomatie de la force » [18]. Cette diplomatie de la force est illustrée par les épisodes de conflit ouvert entre la Russie et l’Ukraine concernant le transit de gaz.

Fig. 3

Origine du gaz consommé en Europe

Origine du gaz consommé en Europe

24La troisième source d’appréhension concerne les possibilités que pourrait utiliser Gazprom, du fait de sa position de compagnie bénéficiant du monopole d’exportation des ressources gazières russes, pour imposer aux fournisseurs de l’Union Européenne des conditions léonines de vente de gaz. En jouant sur les leviers suivants [19] :

• l’organisation d’une pénurie de gaz par insuffisance / raréfaction des investissements dans le développement des capacités de transit ;
• l’amorce d’entente avec les autres grands exportateurs (Algérie) ;
• une entrée massive dans l’aval gazier (distribution et/ou vente de gaz aux clients finaux sur les marchés européens).

25Pour autant, ces inquiétudes doivent être tempérées par le fait que si l’Europe est dépendante du gaz russe, la Russie est elle-même dépendante de l’Europe pour une part importante de ses revenus. L’Union Européenne représente près de 90% des exportations de gaz russe, et même si le pays entend diversifier ses exportations vers d’autres zones (en particulier l’Asie du Sud-Est, voire les USA en développant des terminaux GNL), l’Europe restera son principal client à l’horizon 2020. Il faut souligner que Gazprom tire environ 70% de ses revenus totaux des exportations vers l’Europe alors qu’elles représentent moins de 30% de sa production (la production destinée au marché interne étant vendue à des prix très inférieurs aux prix internationaux). La source de revenu que représente l’Europe est donc déterminante pour la Russie, non seulement dans l’optique de maintenir la rentabilité de Gazprom (et de lui assurer la capacité à financer les investissements nécessaires en exploration-production et en infrastructures de distribution et de transit), mais aussi dans l’optique d’abonder le budget général de l’État. Il est donc assez peu probable que la Russie tente d’imposer une révision draconienne des conditions tarifaires négociées avec les compagnies européennes ou restreigne stratégiquement ses capacités de transit. Cela conduirait à une baisse importante de ses revenus dans la mesure où la plupart des grands pays européens (les principaux marchés aval : Allemagne, Espagne, Italie, France, Grande-Bretagne) sont en capacité de se tourner vers d’autres fournisseurs. Ils ont pris soin de diversifier leurs approvisionnements, disposent de capacités de production / stockage conséquents et/ou se sont tous engagés dans des investissements importants en matière de nouveaux pipelines et de terminaux GNL. Ils sont donc en position de faire appel sur le court terme à d’autres producteurs pour pallier une éventuelle défaillance de Gazprom et peuvent, en investissant sur le moyen terme, envisager de se passer du gaz russe au profit de gaz en provenance d’autres destinations [20].

26Notons toutefois que la situation des pays de l’Europe centrale, beaucoup plus dépendants du gaz russe, pose des difficultés d’un autre ordre. Il faut lire le conflit entre la Russie et l’Ukraine de janvier 2009 non comme une tentative de déstabilisation des marchés européens, mais comme un exemple de la « diplomatie de la force » qu’exerce la Russie à l’encontre de ses voisins en matière gazière et qui a comme objectif d’imposer des prix plus élevés à l’Ukraine (pour les aligner sur les prix payés en Europe), voire de prendre le contrôle de la compagnie ukrainienne assurant le transit du gaz vers l’Europe. En définitive, la dépendance entre Russie et Union Européenne en matière gazière apparaît assez partagée. Les deux parties ont de forts intérêts à trouver des terrains d’entente acceptables pour chacun.

Panorama des principaux groupes gaziers en Europe

27La libéralisation des marchés électrique et gazier, la dynamique d’ouverture des marchés et les inquiétudes quant aux conditions futures d’approvisionnement en gaz de l’Europe conditionnent en grande partie les stratégies et les évolutions des modèles d’activité des principaux gaziers européens.

28La libéralisation des marchés électrique et gazier entraîne une série de recompositions de grande ampleur. Les opérateurs historiques, souvent d’anciens monopoles publics, doivent faire face à deux types de concurrence. D’une part, ils doivent compter avec la possibilité que de nouveaux entrants (start-up ou filiales de groupes gaziers étrangers) viennent contester leurs positions acquises en matière de fourniture de gaz aux clients industriels, professionnels et résidentiels. D’autre part, les opérateurs historiques gaziers sont maintenant sous la menace des groupes électriciens qui investissent massivement dans le secteur gazier. Ils sont guidés par deux facteurs principaux. En premier lieu, les électriciens souhaitent s’assurer de meilleures conditions d’approvisionnement en gaz auprès des grandes compagnies importatrices afin d’alimenter leurs centrales de production d’électricité fonctionnant au gaz. En second lieu, ils cherchent à gagner des parts de marché en aval en proposant une offre combinée de fourniture d’électricité et de gaz aux clients finaux, la concurrence ayant tendance à se structurer autour de ces offres dual-fuel. Cette série de facteurs a conduit les groupes électriciens et les groupes gaziers à entamer une série de rapprochements depuis le début des années 2000 : rachat de Ruhrgas par E.On, de Transgas par RWE, fusion entre Suez et Gaz de France, acquisition de l’électricien Union Fenosa par Gas Natural, etc.

29Actuellement, presque tous les grands opérateurs historiques gaziers en Europe sont adossés à des groupes électriques, une petite minorité tente de développer ses activités dans l’électricité de manière autonome (cas de Centrica au Royaume-Uni) ou est entrée dans l’orbite de groupes pétro-gaziers très présents à l’amont (rachat de Distrigas par l’italien ENI). Les groupes gaziers, auparavant très centrés sur leur territoire national, sortent de leurs frontières et cherchent à gagner des parts de marché dans les pays voisins, même si les opérateurs historiques desservent encore souvent une large majorité des clients finaux.

30Les inquiétudes concernant la sécurité d’approvisionnement (et la volonté de s’assurer des conditions favorables d’accès au gaz pour satisfaire les besoins de leurs clients) poussent les gaziers européens à s’engager dans des investissements conséquents, que ce soit dans la construction de terminaux GNL ou dans le développement de nouveaux pipelines. De nombreux gaziers, groupes historiques ou challengers ayant la volonté de gagner des parts de marché, investissent (souvent dans le cadre de consortiums) dans des infrastructures nouvelles ou le renforcement de routes déjà existantes. Par exemple, le projet de pipeline Nord Stream devant relier la Russie et l’Allemagne en passant sous la mer baltique est financé par un consortium réunissant le russe Gazprom (51%), les Allemands Wintershall et Ruhrgas/E.On (20% chacun), et le hollandais Gasunie (9%) pour un coût total estimé de 7,4 milliards d’euros.

31Nous allons présenter en quelques lignes chacun des groupes figurant dans le tableau, ce qui nous permettra d’illustrer par des cas concrets les tendances et évolutions stratégies décrites ci-dessus.

Tableau 2

Les principaux groupes gaziers en Europe

Groupes Chiffre d’affaires* Activités ENI (Italie) 87,2 Exploration – production de pétrole et de gaz, distribution-vente de gaz (Italgas, It.), Distrigas (Bel.), Projets GNL, production-vente d’électricité. GDF Suez (France) 74,3 Distribution – vente de gaz en France, GNL, prod. Actifs électricité : Electrabel (Bel.), CNR (Fr.), inter. E.On (Allemagne) 68,7 Production, distribution, vente d’électricité. Distribution – vente de gaz via sa filiale Ruhrgas. Activité dans l’exploration et les terminaux GNL. RWE (Allemagne) 42,5 Production, distribution, vente d’électricité. Exploration-production, transport et distribution de gaz via sa filiale Transgas. Centrica (UK) 15,2 Prod./stockage vente de gaz au Royaume-Uni. Activité de vente au détail de l’électricité Gas Natural (Espagne) 10,1 Distribution – vente de gaz, projets GNL. Actifs électricité : Union Fenosa (Espagne). Actionnaire de référence : Repsol-YPF (pétrole), 31%. Sources : Rapports d’activité, 2008. * Chiffres d’affaires 2007 exprimés en milliards d’euros.

Les principaux groupes gaziers en Europe

32ENI est l’opérateur national historique du marché pétrolier et gazier italien, créé par le gouvernement en 1953. Il devient une société par actions en 1992, à l’instar d’Enel [21], son homologue dans l’électricité, et fait l’objet d’une privatisation partielle en quatre étapes à partir de 1995 (l’État italien détient encore 30% du groupe). Resté à l’écart des grandes recompositions qui ont touché le secteur pétrolier ces dernières années, ENI apparaît comme un acteur de taille moyenne par rapport à ses pairs (BP, Shell, Total, ExxonMobil, etc.), qui se sont engagés dans des opérations de croissance externe de très grande ampleur. Dans le gaz, le groupe ENI possède des activités dans la production et surtout dans l’importation de gaz, contrôle le réseau national de transport (Snam Rete Gas) et détient une position de leader en matière de distribution et de fourniture via sa filiale Italgas (6,5 millions de clients desservis sur un total de 20,7 millions). Ces positions sont néanmoins fragilisées par la régulation nationale (loi de 2000), qui impose au groupe de céder le contrôle du réseau de transport (décision qui n’a pas encore été appliquée), l’oblige à perdre des parts de marché dans l’importation et prévoit qu’aucun groupe ne soit autorisé à vendre plus de 50% du gaz consommé par les clients finaux sur le territoire national. Ces dispositions conduisent ENI à réduire ses activités (cession d’une partie de ses contrats d’approvisionnement à long terme) et limite son expansion en aval. C’est la raison pour laquelle le groupe, cherchant des relais de croissance, se développe dans le secteur électrique en Italie (production), ce qui lui permet d’écouler une partie de ses approvisionnements en gaz sans contrevenir aux contraintes réglementaires (le gaz utilisé par les unités de production est considéré comme autoconsommé). Le groupe prend également des positions dans le gaz dans différents pays européens (essentiellement dans la vente de gaz aux clients industriels en Espagne, France, Allemagne, Grande-Bretagne…). Cette stratégie d’expansion s’est notamment concrétisée en 2008 par le rachat d’une participation majoritaire (57%) dans Distrigas, l’opérateur historique gazier belge, auparavant contrôlé par Suez. Cet actif faisait partie de la liste de cessions imposées par les autorités de la concurrence comme contreparties à la fusion du groupe avec GDF. Si le gaz constitue une activité importante pour ENI, sa priorité reste cependant de consolider ses positions en matière d’exploration / production de pétrole et de trouver des solutions pour pallier la stagnation, voire la baisse des réserves que le groupe détient en portefeuille.

ENI (Italie)

Chiffres clés d’ENI 2005 2006 2007 Chiffres d’affaires * 73,8 86,1 87,2 EBITDA * 16,8 19,3 18,8 Marge opérationnelle 22,7% 22,4% 21,5% Résultat net * 8,7 9,2 10 * En milliards d’euros. Sources : Rapports annuels

ENI (Italie)

33Après plus de deux années de discussions, d’ajournements et d’ajustements, le nouveau groupe GDF-Suez est introduit en bourse le 22 juillet 2008. Cette fusion entre Gaz de France et Suez, effectuée majoritairement par échanges d’actions, donne naissance au premier groupe énergétique européen par le chiffre d’affaires. Gaz de France, l’opérateur historique de gaz, détenu jusqu’alors à 80% par l’État français apporte au nouvel ensemble ses activités dans l’exploration/production, le transport, la distribution et la fourniture de gaz sur son marché historique (11 millions de clients), ainsi que des participations à l’étranger, essentiellement en Europe (Slovaquie, Allemagne, Roumanie). Le groupe Suez apporte de son côté sa filiale Electrabel, opérateur électrique historique belge et ses ramifications en Europe, ses activités de production dans le reste du monde, ses positions dans le négoce de gaz des deux côtés de l’Atlantique et ses services à l’énergie. À l’issue de la fusion, l’État français reste le principal actionnaire, mais sa participation se voit ramener à 36%. D’un point de vue industriel, la fusion fait du sens : elle permet d’allier un gazier historique bien implanté sur son marché historique avec un électricien d’envergure européenne, très actif au plan international. Surtout, cela donne des relais de croissance à chacune des parties, qui gagnent des positions hors de leurs zones historiques d’influence respectives et des compétences dans des secteurs d’activité complémentaires. Cela permet en particulier à GDF Suez de s’affirmer comme le principal challenger d’EDF sur son marché historique, en associant le portefeuille de clients de GDF et les actifs de production de Suez (CNR, SHEM). Enfin, la fusion permet d’autonomiser les métiers de l’environnement, héritage de Lyonnaise des Eaux [22], ce qui permet de trouver une solution à la coexistence de deux branches, l’énergie et l’environnement, mise en cause par certains investisseurs et actionnaires. La fusion s’accompagne de l’introduction en bourse de l’ancien pôle environnement de Suez (sous la dénomination Suez Environnement), dont GDF Suez reste pour le moment l’actionnaire de référence avec 35% des actions. Pour autant, cette fusion n’apporte pas au groupe les actifs qui lui permettraient de rivaliser avec les grands électriciens en Europe, ni par les capacités de production, ni par les parts de marché, ni par le nombre d’implantations. Dans un secteur en voie de consolidation rapide, il n’est pas interdit de penser que GDF Suez pourra chercher à se saisir d’une opportunité dans le secteur électrique, d’autant plus que les modalités de la fusion, qui n’ont pas obéré son endettement, lui laissent des possibilités de croissance externe considérables.

GDF-Suez (France)

Chiffres clés de GDF-Suez 2005 2006 2007 Chiffres d’affaires * 63,9 71,9 74,3 EBITDA * 10,3 11,6 13,1 Marge opérationnelle 16,1% 16,2% 17,7% Résultat net * 4,3 5,9 5,6 * En milliards d’euros. Chiffres pro-forma. Sources : Rapports annuels

GDF-Suez (France)

34E.On est un groupe énergétique issu de la fusion en 1999 de deux compagnies électriques diversifiées, Veba/ PreuBenElektra et Viag/Bayernwerk. Après avoir poursuivi pendant quelques années une stratégie multi-utilities, à partir de 2002 le groupe s’est engagé résolument dans une concentration dans le secteur de l’énergie et il utilise les revenus tirés des cessions d’actifs non stratégiques pour conforter ses positions en matière électrique et gazière, en particulier en menant une politique d’expansion européenne très ambitieuse. Cela lui permet de gagner des positions de premier plan dans de nombreux pays en Europe (Grande-Bretagne, Scandinavie, Europe Centrale) et de chercher à élargir ses zones d’implantation dans de nouveaux territoires (Espagne, Italie, Russie, Benelux), avec des fortunes diverses (tentative avortée de rachat de l’espagnol Endesa en 2006). Cette stratégie est menée alors que ses positions en Allemagne sont fragilisées par le régulateur national et par la Commission Européenne [23]. E.On prend une dimension nouvelle en 2002 en faisant l’acquisition de son compatriote Ruhrgas [24], un des acteurs historiques en matière de transport et de distribution de gaz en Allemagne. Fort d’un chiffre d’affaires de près de 23 milliards d’euros, Ruhrgas représente le tiers des revenus totaux du groupe (chiffres 2007). Ruhrgas occupe une place spécifique dans le paysage gazier européen : c’est le premier importateur de gaz sur le marché allemand, qui représente le principal marché de consommation de gaz en Europe. Il entretient des relations historiques avec Gazprom, qui fournit environ 30% du gaz consommé en Allemagne et dont il est actionnaire minoritaire (6,4%). Ruhrgas entreprend de se développer sur l’ensemble de la chaîne gazière, en intensifiant ses investissements en matière de production / exploration (objectif : produire 20% de ses besoins à long terme) et en s’impliquant dans la construction de nouvelles infrastructures (le pipeline Nord Stream, des terminaux GNL). Soucieux de diversifier ses sources d’approvisionnement, E.On/Ruhrgas utilise en parallèle ses relations historiques avec Gazprom pour négocier, de manière bilatérale, des accords avec les autorités qui lui donnent la possibilité de mettre un pied sur le marché russe (rachat d’actifs dans la production électrique, accès à des ressources gazières). En contrepartie, E.On/Ruhrgas accepte d’associer Gazprom à deux projets de centrales de production d’électricité qui devraient voir le jour en Allemagne dans les prochaines années.

E.On (Allemagne)

Chiffres clés de E.On 2005 2006 2007 Chiffres d’affaires * 56,4 64,1 68,7 EBITDA * 10,2 11,8 12,3 Marge opérationnelle 18,1% 18,4% 17,9% Résultat net * 7,4 6,1 7,7 * En milliards d’euros. Sources : Rapports annuels

E.On (Allemagne)

35Le groupe Centrica est créé en 1997 sur les vestiges de l’ancien monopole public britannique British Gas, privatisé en 1986. Les actifs sont découpés en deux : Centrica reprend les actifs de fourniture de gaz naturel en Grande-Bretagne, la jouissance exclusive de la marque British Gas et récupère les actifs gaziers anglais (champ de Morecambe, capacités de stockage). British Gas plc. reprend de son côté les actifs internationaux et les réseaux de transport et de distribution en Grande-Bretagne. En 2000, British Gas plc se transforme en BG Group et se centre sur les activités internationales en exploration / production de gaz. Ses réseaux de transport et distribution sont confiés à Transco, qui fusionnera plus tard avec National Grid, l’opérateur du réseau de transport d’électricité. Centrica se trouve donc dans une situation atypique par rapport à ses homologues étrangers : le groupe ne dispose plus de ses actifs régulés (source de revenus réguliers et stables) et doit se centrer sur la seule activité de commercialisation. En outre, la législation va lui imposer des contraintes sévères sur son marché historique (partiellement ouvert à la concurrence en 1996, totalement en 1998), qui vont avoir comme conséquence une érosion rapide de ses parts de marché. Fragilisé, le groupe va devoir trouver des relais de croissance. Il s’engage donc dans la commercialisation d’électricité et utilise deux atouts (la notoriété de sa marque et des offres combinées gaz-électricité) pour conquérir des parts de marché au détriment des fournisseurs historiques d’électricité. Il réussit ainsi à devenir le premier fournisseur d’électricité en Grande-Bretagne (25% de parts de marché, 6 millions de clients) alors que dans le même temps sa base clientèle sur le gaz diminuait de moitié. À partir de 2003, avec les évolutions brutales des prix de gros de l’électricité, Centrica éprouve des difficultés à viabiliser son modèle d’activité, très exposé aux variations des conditions d’approvisionnement. Il va donc commencer à le faire évoluer, en acquérant progressivement des actifs de production électriques et des actifs dans le gaz naturel (pour compenser le déclin de son champ de Morcambe). Cette stratégie trouve son aboutissement dans l’acquisition (non encore finalisée) d’une participation minoritaire (25%) dans British Energy dans le cadre du rachat de la firme de production électrique d’origine nucléaire par EDF annoncé en septembre 2008. Ce rachat pourra donner à Centrica accès à un volume d’électricité suffisant pour couvrir ses besoins sans avoir à s’approvisionner massivement sur le marché [25]. Par cette opération, Centrica change de modèle d’activité et devient un énergéticien verticalement intégré, à l’instar de la plupart de ses concurrents [26].

Centrica (Grande-Bretagne)

Chiffres clés de Centrica 2005 2006 2007 Chiffres d’affaires * 23,8 20,9 20,8 EBITDA * 2,8 2,5 3,2 Marge opérationnelle 12% 12% 15,7% Résultat net * 1,0 0,9 1,4 * En milliards d’euros. 1£=1,45€ (2005), 1£=1,27€ (2006 et 2007) Sources : Rapports annuels

Centrica (Grande-Bretagne)

36Gas Natural (GN) est l’opérateur historique de distribution et de commercialisation de gaz en Espagne. À l’origine, Gas Natural est un distributeur de gaz régional, qui a progressivement acquis des intérêts dans d’autres réseaux régionaux pour former une compagnie d’envergure nationale. Puis, le groupe a repris le transporteur national (Enagas, dont il ne détient plus que 5% du capital) et s’est engagé dans des investissements en amont (infrastructures et exploration/production). Ses deux actionnaires historiques sont une banque (la Caixa) et un groupe pétro-gazier (YPF Repsol). Ils détiennent à eux deux 64% du capital du groupe. Avec la libéralisation du marché, Gas Natural s’est engagé dans différentes directions : développement international dans le gaz en Amérique Latine et en Italie, électricité en Amérique Centrale. L’érosion lente mais progressive de ses positions sur son marché historique l’a conduit à faire son entrée sur le marché électrique espagnol, dans un premier temps par croissance organique : centrales de production électrique fonctionnant au gaz naturel utilisées pour alimenter un portefeuille clients en développement. Le groupe a réussi à s’imposer comme le quatrième électricien espagnol, derrière les trois grands groupes historiques (Endesa, Iberdrola et Union Fenosa) et est parvenu un temps à dynamiser le jeu concurrentiel sur la vente de détail de l’électricité. Fort de ces positions acquises dans le gaz et l’électricité et désireux de passer à la vitesse supérieure en effectuant une opération de croissance externe d’envergure, Gas Natural a entrepris de s’immiscer dans le jeu de recomposition qui a animé le secteur électrique espagnol dans les années 2000. Le groupe lance successivement une OPA sur Iberdrola (2003) puis sur Endesa (2005), deux opérations qui se concluront par des échecs. Il jette alors son dévolu sur une proie qui semble plus à sa portée et prend le contrôle d’Union Fenosa, le troisième électricien espagnol, en rachetant 45% de son capital pour 7,6 milliards d’euros (juillet 2008. Rachat soumis aux autorisations des autorités compétentes). Pour autant, le groupe reste malgré tout de taille modeste et très peu implanté hors d’Espagne. C’est la raison pour laquelle il pourrait constituer une cible de choix pour un grand groupe électrique ou gazier européen désireux de s’implanter en Espagne, voire pour un pétro-gazier extracommunautaire cherchant de solides positions en aval, si d’aventure les actionnaires historiques de Gas Natural décidaient de céder leurs participations [27].

Gas Natural (Espagne)

Chiffres clés de Gas Natural 2005 2006 2007 Chiffres d’affaires * 8,5 10,3 10,1 EBITDA * 1,6 1,9 2,3 Marge opérationnelle 18,8% 18,5% 22,6% Résultat net * 0,7 0,9 1,1 * En milliards d’euros. Hors Union Fenosa Sources : Rapports annuels

Gas Natural (Espagne)