E u r o p e A i d / / D / S E R / M u l t i

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1 Programme MEDA de l Union Européenne Intégration progressive des marchés de l'électricité de l' Algérie, du M aroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'union européenne E u r o p e A i d / / D / S E R / M u l t i Action 06 : M éthodes de calcul des tarifs de transit internatio nal et gestion des congestions R a p p o r t D é f i n i t i f Mai 2010 Projet financé par l Union Européenne Projet mis en œuvre par SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB

2 TABLE DES MATIÈRES TABLE DES MATIÈRES... 2 ABRÉVIATIONS... 5 SYNOPSIS... 7 SYNTHÈSE INTRODUCTION Contexte Rappel des objectifs de la mission et des tâches à réaliser Modalités de coopération Cadre général Mobilisation d`experts nationaux et préparation des études de cas Structure du rapport TARIFS DE TRANSIT Concepts de transit et de transmission Principes, règles et méthodologies appliquées au sein du marché intérieur d électricité de l U.E. concernant les transits transfrontaliers Réglementation du marché intérieur d électricité de l ÉU Tarification du transit en vigueur Mécanisme CBT (Cross Border Tariff) Définition de CBT Définition du réseau horizontal Modèle de calcul des compensations de transit selon le mécanisme CBT Cas pratiques Algérie Maroc Tunisie Coûts marginaux à long terme du transit Cadre de référence Méthodologie Paramètres requis Algérie Maroc Tunisie... 35

3 2.4.7 Puissance incrémentale Clé du flux de transit Annuité du coût marginal à long terme Coûts d entretien et d exploitation Coûts des services auxiliaires Marge financière Coûts Unitaires Dynamiques Modèle de calcul du CMLT de transit Plan de mise en application du système de tarification de transit Objectifs Phases Plan d action ALLOCATION DES CAPACITÉS D INTERCONNEXION ET GESTION DES CONGESTIONS Contexte général Définitions Règlement de l Union Européenne Mécanismes d allocation des capacités de transport nettes (CTN) Méthodes de gestion des congestions Liste de priorités Pro rata Redéploiement coordonné Ventes aux enchères explicites Ventes aux enchères implicites Allocation implicite par prix nodaux (nodal pricing) Méthodes appliquées au sein de l UE L interconnexion électrique Maroc-Espagne Évaluation des différentes méthodes d allocation de capacités et gestion des congestions Conception et phases d exécution pour l introduction d un système coordonné de gestion des congestions sur les interconnexions maghrébines Objectifs Principes de mise en œuvre Modèles proposés Méthodes proposées Phases Plan d Action... 60

4 Annexe 1 - Algérie, évolution du réseau 400 kv à l horizon Annexe 2 - Coûts d investissement-réseau 400 kv - ALgérie Annexe 3 - Coûts d investissement - réseau 400 kv- Tunisie Annexe 4 - Coûts d investissement-réseau 400 kv Maroc Annexe 5 - Tarifs de transit CBT Algérie Annexe 6 - Tarif de transit CBT.- Tunisie Annexe 7 - Tarifs de transit CBT Maroc Annexe 8 - Coûts marginaux à long terme et coûts unitaires dynamiques (CUD) Algérie Annexe 9 - Coûts marginaux à long terme et coûts unitaires dynamiques (CUD) Tunisie Annexe 10 - Coûts marginaux à long terme et coûts unitaires dynamiques (CUD) Maroc Annexe 11 - Réseau THT du Nord du Maroc Annexe 12 - Exemples de calcul pour les mécanismes de gestion des congestions Annexe 13 - Exemple de mise en application du mécanisme de compensation inter- TSO (ITC) par les pays des Balkans Annexe 14 - Le modèle varié de CBT pour l Algérie Annexe 15 - Le modèle varié de CMLT pour l Algérie Annexe 16 - Modèle de calcul varié de CBT pour le Maroc Annexe 17 - Réseau HT marocain à l horizon Annexe 18 - Modèle de calcul du CMLT varié pour le Maroc Annexe 19 - Modèle de calcul du CBT varié pour la Tunisie Annexe 20 - Modèle de calcul du CMLT varié pour la Tunisie

5 ABRÉVIATIONS CBT CEER COPIL CRE CMLT CREG CSM CTN DAFC DPTE EAT ECT ERGEG ETSO GT GRTE GWH HN ITC kv MEM MEMEE MIT MW OM OMEL ONE POA REE RTE SD SONELGAZ SPE STEG TdR Cross Border Tariff Council of European Energy Regulators Comité de Pilotage Commission de Régulation de l Énergie (France) Coût marginal à long terme Commission de Régulation de l Électricité et du Gaz (Algérie) Congestion and Security Management Capacité de Transfer Nette Day Ahead Congestion Forecast Direction Pilotage du Système d Électricité Équipe d Assistance Technique Expert court terme European Regulators Group for Electricity and Gas European Transmission System Operators Groupe de travail Gestionnaire du réseau de transport d électricité Giga Watt Heure Horizontal Network Inter TSO Compensation Kilo Volt Ministère de l Énergie et des Mines (Algérie) Ministère de l Énergie des Mines, de l Eau et de l`environnement (Maroc) Ministère de l'industrie et de la Technologie Mega Watt Opérateur de Marché Operator del Mercado Ibérico de Energia-Polo Espana SA) Office National d Électricité Plan opérationnel annuel Red Electrica de Espana SA Réseau de Transport d Électricité Société de distribution Société Algérienne de l Électricité et du Gaz (Algérie) Société de Production d Électricité (Algérie) Société Tunisienne de l Électricité et du Gaz (Tunisie) Termes de Référence

6 THT UCTE UGP UE VAN Très Haute Tension Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity Unité de Gestion du Projet Union Européenne Valeur Actuelle Nette

7 SYNOPSIS Titre du Projet : Référence : INTEGRATION PROGRESSIVE DES MARCHES D'ELECTRICITE DE L'ALGERIE, DU MAROC ET DE LA TUNISIE DANS LE MARCHE INTERIEUR DE L'ELECTRICITE DE L'UNION EUROPEENNE EuropeAid/123009/D/SER/MULTI Pays bénéficiaires : Algérie, Maroc et Tunisie Nom Adresse Acteurs Adresses Pouvoir Adjudicateur Ministère de l'énergie et des Mines de la République Algérienne Démocratique et Populaire, agissant au nom et pour le compte du MEM du Royaume du Maroc, du MIEPME de la République Tunisienne et en son nom propre Tour A Val d Hydra Alger Algérie Représentants de l Autorité Contractante : Abdelkader El Mekki Directeur Général de l Énergie au ministère de l Énergie et des Mines Mme Ghania Kaci Directrice de l Unité de Gestion du Projet Abdelkader.mekki@mem.gov.dz Ghania.Kaci@mem.gov.dz Prestataire SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB boulevard Victor Hugo F Clichy Cedex France Représentants du Prestataire: Gilles DUBUISSON Directeur du Pôle Industrie, Énergie, Infrastructures et Secteur Privé Hichame Selmaoui Directeur de Projets Gilles.dubuisson@sofreco.com Hichame.selmaoui@sofreco.com Fax Bernard Duhamel : Chef de l équipe d assistance technique - bdu-kadran@wanadoo.fr Action 06 du POA 2009 : Étude sur les liens avec d autres projets pertinents dans les pays bénéficiaires Titre du document : Rapport définitif Date du document : Avril 2010 Auteurs du document : Frank Braun, Expert International CourtTerme Senior Hamid Haddouche, Expert Local Court Terme Algérien Mohammed Hmamouchi, Expert Local Court Terme Marocain Mustapha El Haddad, Expert Local Court Terme Tunisien Nb pages : 109

8 SYNTHÈSE Dans une première partie, la tarification de transit est analysée d abord dans la perspective de l expérience européenne pour être ensuite étudiée dans le contexte maghrébin. Sur la base de la réglementation européenne, deux méthodes de tarification de transit sur les interconnexions transfrontalières sont proposées : 1 Le Mécanisme CBT (cross-border tariff) proposé par ETSO 2 La méthode des Coûts Marginaux à Long Terme proposée par la réglementation du Parlement Européen Le mécanisme CBT est relatif au calcul de la compensation des GRT correspondant aux coûts réels du réseau horizontal utilisé pour les flux de transit. Les CMLT sont basés sur les coûts futurs du réseau horizontal qui permettent aux GRT d accumuler suffisamment de fonds pour financer les ouvrages d infrastructure nécessaires aux futurs flux de transits. Pour estimer les tarifs de transit des pays maghrébins, des modèles de calcul sur Excel ont été proposés qui permettent de calculer les CBT et CLMT de manière flexible. L objectif principal de ces modèles est l illustration de méthodologies de tarification universellement appliquées. En fait, les modèles présentés n incluent pas toutes les variables, surtout celles relatives aux réseaux horizontaux, et ne permettent pas un calcul à long terme. L horizon pour le calcul des CMLT varie entre 4 et 5 ans, et les calculs concernant l infrastructure de transit se limitent aux réseaux 400 kv, considérant que les transits et les échanges transfrontaliers par d autres réseaux, e.g. 220 kv, dépendraient des flux de charge (load flow), qui dans l absence actuelle de transits au niveau des pays maghrébins seront difficile à simuler. En plus, l étude est basée sur l hypothèse que dans un avenir à l horizon moyen terme, c est à dire, l horizon de l étude, le réseau 400 kv sera en mesure de satisfaire la totalité des transits. En plus, l étude se base sur l hypothèse que l interconnexion Maroc- Espagne est marchande et pour cette raison se prête à la régulation des GRT. L interconnexion Tunisie-Italie envisagée sera partiellement marchande, pendant que les interconnexions de l Algérie vers l Italie et l Espagne serviront principalement aux exportations de l Algérie vers l Europe. Même avec les limitations ci-dessus mentionnées, les modèles proposés permettent de calculer les compensations et tarifs de transit avec précision en assumant que les données de base sont précises et l horizon de calcul correspond aux exigences de la méthodologie proposée. Les résultats des calculs de tarification des flux de transit sont récapitulés en tableau 1. Tableau 1 : Cross-Border Tarifs (CBT) et Coûts Marginaux à Long Terme (CMLT) Cents/kWh Cross Border Tariff (CBT Coûts marginaux à long Terme (CMLT) Maroc 0,34 0,49 Tunisie 0,93 1,96 Algérie 0,39 0,90

9 Le niveau élevé des tarifs de transit tunisien est dû aux coûts importants de l interconnexion avec l Italie. Les tarifs plus élevés de l Algérie par rapport au Maroc sont dus à la plus grande longueur et à la complexité du réseau horizontal. Néanmoins, les CMLT des trois pays seront beaucoup plus élevés à l horizon 15 ans, considérant que les capacités de transit vont augmenter de plus de 50% dans les 15 prochaines années, ce qui nécessitera des investissements importants sur toute la longueur des réseaux horizontaux. Par contre, l horizon court terme (5-6 ans) prend en compte la duplication des capacités de transit, mais ne tient compte que de la partie de l investissement effectuée pendant cette période, sans tenir compte des investissements sur le réseau horizontal effectués auparavant. La méthode CBT proposée par ETSO est une procédure qui repose sur le principe de «Réseau Horizontal», c est à dire la partie des réseaux concernés par les transits transfrontaliers, en pratique constitué par le réseau à très haute tension (postes 225/400 kv et lignes 400 kv) et comprenant aussi, dans certains cas, des ouvrages en 225 kv. L identification précise du réseau horizontal est une condition préalable pour l application du modèle de compensation ETSO. La méthodologie proposée pour l estimation des coûts marginaux à long terme du transit par le réseau HT est basée sur l article 3.6 du Règlement (CE) 1228/2003 du Parlement Européen et du Conseil de 26 juin Selon les exigences de la Réglementation, le tarif de transit est estimé sur la base d une formule précisée clairement dans la Règlementation. Néanmoins, un marché entièrement libéralisé n aurait théoriquement plus besoin de tarifs de transits, et les prix de transit seraient fixés par un système d enchères. En pratique, le marché d électricité n est que partiellement libéralisé et une partie des ventes continueront d être effectuée au travers de contrats à long terme. En fait, les offres pour les contrats à long terme, même dans un contexte d enchères, nécessiteront une base de calcul orienté aux coûts incrémentaux avec un horizon à long terme. Encore plus important, les CMLT serviront aux opérateurs de marchés comme base de comparaison par rapport aux prix d enchères et comme signal d intervention dans le cas où les prix d enchères n arriveraient pas à recouvrir l ensemble des fonds nécessaires pour le financement des investissements d interconnexion futurs. ETSO considère que la méthode du CMLT proposée par le Parlement Européen a besoin de plus de clarifications avant son application par les États membres de l UE. Entretemps, ETSO poursuit ses tentatives pour identifier des solutions adéquates qui pourraient répondre aux objectifs de la Réglementation Européenne, et une version d un modèle innovant pourrait être disponible et validée par la Commission Européenne en Le Plan d Action ci-dessous récapitulera les différentes phases d introduction d un système de tarification de transit commun au Maghreb et son harmonisation avec le système européen. Le Plan d Action proposé prendrait un minimum de 4 années et demi pour sa mise en œuvre, qui fait référence à la faisabilité technique mais ne dit rien de la probabilité de sa réalisation.

10 Activités CT ( ) MT ( ) LT ( ) Accord sur les principes de tarification Accord sur les méthodologies de transit Intégration des principes dans la législation Intégration des méthodologies dans la réglementation Accord sur le calcul des paramètres Mise en application du système proposé Concernant l allocation des capacités de transports pour les flux de transit et la gestion des congestions sur les lignes d interconnexion, l expérience européenne a été présentée. Les systèmes de contrats à long terme, d allocation prorata, listes de priorités, limitation d accès, ventes aux enchères (explicites et implicites, y comprises couplage des marchés, scission des marchés et prix nodaux) et de redéploiement coordonné (échanges de contrepartie) ont été présentées et évaluées par rapport aux critères de Florence. Alors que les contrats d allocation de capacités à long terme, système prorata, et listes de priorités sont transférables au contexte maghrébin à l heure actuelle, les systèmes d enchères ne le sont pas. A moyen et long terme, la mise en œuvre d un système efficace d allocation des capacités de transport d électricité et de gestion des congestions au niveau du Maghreb devrait inclure l introduction d un mécanisme d enchères qui devrait optimiser l utilisation du réseau des trois pays et assurer l accès au réseau THT sur base de nondiscrimination. De plus, la mise en œuvre d un système optimisé d allocation de capacités devrait partir du fait que les méthodes actuellement en vigueur en Europe sont loin d être parfaites et n ont pas permis de résoudre le problème fondamental d insuffisance des capacités des infrastructures en vue d une intensification des échanges transfrontaliers et d une intégration accélérée du marché européen de l énergie. Par contre, la méthode proposée par ETSO de redéploiement coordonné (échanges de contrepartie) sur la base des load flows, est considérée comme la meilleure solution pour la gestion des congestions à long terme. En fait, le respect mutuel entre les différentes structures de marché parmi les pays maghrébins est une pré-condition à l optimisation des réseaux interconnectés du Maghreb. En effet, le système d allocation des capacités de transport et gestion des congestions qui serait éventuellement mis en œuvre dans les pays maghrébins dans un avenir proche devrait intégrer les critères de Florence et la méthode de redéploiement coordonné sur la base de la réalité physique des load flows proposée par ETSO. Le mécanisme de gestion des congestions proposé devrait être introduit au niveau des interconnexions maghrébines dans le contexte d un Plan d Action. Le Plan d Action prendrait au minimum 6 ans pour sa mise en œuvre ( ), qui fait référence à la faisabilité technique mais ne dit rien en ce qui concerne la probabilité de sa réalisation.

11 Activités CT ( ) MT ( ) LT ( ) Création de marchés d électricité introduction de mécanismes administrés Introduction d un système d enchères explicites Introduction d un système de couplage des marchés Intégration des contrats de longue durée Développement du système couplage des marchés Introduction du système de redispatching coordonné Convergence des systèmes

12 1 INTRODUCTION 1.1 CONTEXTE Actuellement, il n y a pas de transit d électricité au Maghreb. Le transit de l Algérie vers l Espagne utilisant le réseau marocain est prévu mais n'est pas encore effectif. Néanmoins, une Convention a été signée le 3 août 2008 entre l`one et la SONELGAZ concernant les échanges transfrontaliers entre le Maroc et l Algérie et le transit de l Algérie vers l Espagne en utilisant le réseau HT marocain. Considérant que les flux de transit intermaghrébins et vers l Europe, les congestions sur les interconnexions, et l harmonisation avec la réglementation du marché intérieur d électricité européen sont envisagés à l horizon de 20 ans ou plus, il est utile d observer que le Maghreb pourrait ne pas profiter seulement du développement et de l échange de ses propres ressources mais aussi des grands projets africains 1 et de l exportation d énergie vers l Europe passant par le Maghreb. Ces dernières années, les échanges transfrontaliers entre les pays du Maghreb ont été plus ou moins équilibrés. En cas de déficits ou de surplus mensuels, la balance est projetée au mois suivant. Pour cette raison, il n y a pas de tarification pour les échanges transfrontaliers. Dans les faits, les tarifs de transit sont réglés dans le cadre de la Convention du 3 août 2008 entre l ONE et la SONELGAZ. 1.2 RAPPEL DES OBJECTIFS DE LA MISSION ET DES TÂCHES À RÉALISER Selon les Termes de Référence, l objectif de l action 06 est la définition des règles à appliquer pour le calcul du prix du transit de l électricité ainsi que les principes en cas de congestion des lignes transfrontalières. Concernant les tarifs de transit, les tâches à entreprendre comprennent notamment : Clarification des concepts transit et échanges transfrontaliers Présentation des principes, méthodes et règles de tarification des transits en Europe Estimation des tarifs de transit intra-maghrébin selon les méthodes principales appliquées en Europe Concernant la gestion des congestions aux frontières, les tâches à entreprendre comprennent : Présentation des principes, méthodes et règles d allocation des capacités de transit et gestion des congestions en Europe Évaluation des différentes méthodes en vue de leur application au contexte maghrébin Au cours des trois précédentes missions de l ECT, les bénéficiaires en Algérie, au Maroc et en Tunisie ont signalé qu ils s intéressaient principalement aux principes, méthodologies et modes de calcul pour la tarification des transits, tenant compte de la réglementation du marché intérieur de l UE, c est à dire des textes juridiques concernant la tarification et les règles à appliquer pour : la compensation des GRTE relative aux transits transfrontaliers 1 Futurs projets régionaux : INGA

13 l allocation des capacités de transit et la gestion des congestions Spécifiquement, il y avait un vif intérêt pour le mécanisme Cross Border Tariff (CBT), proposé par l ETSO et effectivement en vigueur depuis plus de deux ans. En fait, les bénéficiaires dans les trois pays considèrent qu il serait d une première importance de familiariser leurs cadres avec les principes, méthodes, règles et modes (modèles) de calcul appliqués en Europe et de les adapter au contexte maghrébin. 1.3 MODALITÉS DE COOPÉRATION Cadre général Pendant la première mission en Algérie en décembre 2008, des contacts préliminaires ont été établis au sein de SONELGAZ et de la Commission de Régulation de l Électricité et du Gaz (CREG), qui ont été poursuivis dans le contexte des deux missions suivantes. De fait, les deux missions qui ont suivi ont été consacrées à l initiation d un dialogue avec les bénéficiaires concernant les thèmes très complexes de la fiche 06. En même temps, l ECT international et les experts nationaux ont recueilli les données nécessaires pour l estimation des tarifs de transit au niveau de différentes sources d information, y compris les services techniques des bénéficiaires et les sites Internet, particulièrement ceux d ETSO, concernant la règlementation européenne pour le transit et la gestion des congestions Mobilisation d`experts nationaux et préparation des études de cas Sur la base de Termes de Référence, préparés en décembre 2008, les experts nationaux ont été identifiés et recrutés. En plus des réunions avec les experts nationaux lors des visites de l expert international dans les trois pays du Maghreb, des séances de travail ont été organisées en mai et juillet à Alger, réunissant tous les experts nationaux. Les trois experts nationaux ont eu la charge de préparer les études de cas concernant les tarifs de transit et la gestion des congestions dans le contexte de leur pays respectif. Dans le même contexte, ils ont été orientés par l expert court terme international on-the-job, par e- mail et dans le cadre de multiples sessions de travail, ils ont aussi été appelés à préparer les études de cas pendant l intervalle de manière indépendante, dans la mesure de leurs compétences et connaissances de la situation particulière dans leurs pays respectifs et sur la base des orientations obtenues en cours des missions de l ECT international et de l Équipe d Assistance Technique basée à Alger. 1.4 STRUCTURE DU RAPPORT Le rapport traitera dans une première partie des questions relatives au transit puis dans une deuxième partie des aspects concernant la congestion aux frontières. Chacune des deux parties sera conclues par la proposition d une esquisse de consensus autour de ces questions dans la perspective d un marché maghrébin.

14 2 TARIFS DE TRANSIT 2.1 CONCEPTS DE TRANSIT ET DE TRANSMISSION Le concept de transit a trait au transport d électricité d un pays A vers un pays C en utilisant le réseau horizontal HT d un pays B. La définition du réseau horizontal par ETSO, présentée ci-dessous, est essentielle pour la compréhension de ce concept. Le concept de transmission est lui relatif au transport d électricité par le réseau HT. 2.2 PRINCIPES, RÈGLES ET MÉTHODOLOGIES APPLIQUÉES AU SEIN DU MARCHÉ INTÉRIEUR D ÉLECTRICITÉ DE L U.E. CONCERNANT LES TRANSITS TRANSFRONTALIERS Réglementation du marché intérieur d électricité de l ÉU Textes juridiques Les principaux textes juridiques qui sont à la base de la régulation du marché intérieur européen d électricité et des échanges transfrontaliers depuis 2004 qui constituent la base du mécanisme CBT proposé par ETSO sont : La Directive 2003/54/EC du Parlement Européen et du Conseil de 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l électricité ; Le Règlement (CE) No. 1228/2003 du Parlement Européen et du Conseil de 26 juin 2003 sur les conditions d accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d électricité Depuis 2003, le Parlement Européen et le Conseil ont adopté d autres directives et réglementations portant sur la tarification des transits, la dernière du 13 juillet 2009, qui abrogeait le Règlement (CE) No. 1228/2003 mais confirmait les coûts marginaux à long terme comme la meilleure méthode de tarification des transactions transfrontalières en électricité. En fait, la réglementation européenne ne concerne que les échanges transfrontaliers et n affecte guère la régulation des marchés nationaux par les pays membres de l EU, comme par exemple l accès aux réseaux et les transactions internes Directive 2003/54/EC Selon l article 6, l accès au réseau doit être non discriminatoire, transparent et disponible au juste prix. Selon l article 18, les autorités de régulation nationales veillent à ce que les tarifs de transport soient non-discriminatoires, reflètent les coûts, et tiennent compte des coûts de réseau marginaux évités à long terme. Selon le chapitre 2, article 23.2, les autorités de régulation se chargent de fixer au moins les méthodologies utilisées pour calculer les conditions d accès aux réseaux nationaux y compris les tarifs de transport qui permettent de réaliser les investissements nécessaires à la viabilité des réseaux Règlement (CE) No. 1228/2003 Selon l article 3.6, les coûts engendrés par l accueil de flux transfrontaliers sont établis sur la base des coûts prévisionnels marginaux moyens à long terme, en prenant en

15 considération les pertes, les investissements dans de nouvelles infrastructures et une part appropriée du coût de l infrastructure existante, dans la mesure où l infrastructure est utilisée pour le transport des flux transfrontaliers. Selon l article 4.2, le niveau des tarifs prend en considération les pertes de réseau et la congestion qui résulte du transit, ainsi que les coûts d investissement relatifs à l infrastructure. Selon l article 8.3, les orientations déterminent aussi les règles applicables en vue d une harmonisation progressive des principes qui sous-tendent la détermination des redevances appliquées en vertu des systèmes tarifaires nationaux, y compris la prise en compte du mécanisme de compensation entre GRT conformément aux principes établis à l article 4 mentionnés ci-dessus Tarification du transit en vigueur Cadre de référence La proposition d ERGEG concernant les Orientations sur la Tarification de la Transmission du 2 mai 2005 note que, malgré l accord entre les états membres de l UE concernant la libéralisation des marchés de l électricité, il y a plus d une solution pour les tarifs de transmission et l harmonisation de la tarification nationale. Par conséquent, les requis de la réglementation européenne (articles 3.6 et 8.3 de la Réglementation 1228/2003) devraient être considérés comme un processus dans un cadre à moyen et long terme. L ETSO, qui réuni les GRT des états membres de l UE et agi comme interlocuteur à l égard des autorités européennes, a élaboré en détail les différences les plus importantes entre les états membres de l UE concernant le niveau des tarifs de transmission, les composants, les principes et méthodologies de tarification. Actuellement, le marché intérieur européen d électricité est divisé en plusieurs régions, dont la plus importante est la région centre-ouest européen. Les régions qui composent le marché intérieur européen d électricité sont identifiées ci-dessous : Source : Elia-séminaire à Tunis, Tarification des réseaux HT, nov. 2008

16 Niveau des tarifs de transmission Le niveau des tarifs de transit et d accès aux réseaux HT/transit varie de manière significative dans les états membres de l UE. En fait, pour les pays les plus importants de l UE, les tarifs pour le réseau kv sont de l ordre : Allemagne France Grande Bretagne Italie Espagne 0.8 cent/kwh 0.3 cent/kwh 0.7 cent/kwh 1,1 cent/kwh 0.8 cent/kwh Le graphique ci-après récapitule les tarifs de transmission pour les différents pays d Europe. Comparaison des tarifs de transmission Source: ETSO, Overview of transmission tariffs in Europe, p. 7/27 Généralement, le niveau des tarifs diminue avec les heures annuelles d utilisation : 2000 h 5000 h 8760 h Ainsi, les tarifs d utilisation réduite (ex heures) du réseau HT sont deux fois plus élevés que les tarifs à pleine utilisation (8760 heures). Par ailleurs, les différences des niveaux de tarifs s expliquent par des modes différents de tarification et par les différents composants des tarifs utilisés. De manière générale, les tarifs de transmission communément pratiqués ne reflètent guère les coûts réels engendrés par les GRT, comme stipulés par la Directive 2003/54/EC. Hormis le cas de l`irlande et du Royaume Uni, les pertes sont généralement disproportionnées. La situation est similaire concernant les coûts des services des GRT, qui sont généralement facturés de manière disproportionnée. Par contre, les coûts d investissement dans l infrastructure, qui représentent la composante la plus importante des tarifs HT, sont inférieurs à la moitié du total des coûts engendrés dans la plupart des états membres.

17 Composants des tarifs de transit Concernant les composants des tarifs de transit, il y a des différences importantes entre les états membres. En pratique, la plupart des états membres incluent uniquement des charges de réseau dans les tarifs de transit, tandis que d autres incluent aussi une partie des charges de production. De la même manière, les tarifs de transit se décomposent en : Charges d énergie proportionnelles à l utilisation du réseau (kwh) Charges de puissance appelée (kw) Le graphique ci-dessous récapitule les charges d énergie (kwh) et de puissance (kw) par pays. La partie énergie est indiquée en bleu et la partie puissance en jaune. Charges d énergie (kwh) et de puissance (kw) Source: ETSO, Overview of transmission tariffs in Europe, p. 7/27 Comme on peut le voir, en Allemagne, la charge de puissance représente presque la totalité du tarif de transmission. Par contre, en Italie la charge d énergie représente la totalité du tarif, et il n y a guère de charge de puissance. Pour les autres pays, les charges de puissance et charges d énergie varient selon des considérations internes. De manière générale, les pays importateurs donnent la priorité à la composante énergie, tandis que les pays exportateurs, surtout ceux avec des ressources importantes en énergie hydro-électriques, accentuent la composante puissance. La plupart des états membres utilisent le système timbre-poste, et pour une minorité les charges d énergie sont différentiées en : Hiver/été Jour/nuit L approche tarifaire selon une différentiation saisonnière et de selon les heures de pointe et celles hors-pointe permet de donner des signaux aux consommateurs pour réduire leur consommation. Sauf quelques exceptions (Belgique, Royaume Uni), les tarifs de transmission dans les états membres ne sont pas différentiés selon la saison et selon l heure.

18 Il y a aussi des différences importantes entre composants du tarif directement liés à la gestion des réseaux et composants non-liés. Les composants directement liés à la gestion des réseaux incluent : Coûts d infrastructure (exploitation, entretien et investissements) Coûts de compensation des pertes Coûts de gestion des congestions Coûts des services de système Tous les pays membres incluent la totalité des coûts d infrastructure dans les tarifs de transit. La quasi-totalité de ces pays incluent des charges de service, mais plusieurs pays n'incluent pas tous les services, notamment ceux relatifs à : Réglage primaire Réglage secondaire Réglage tertiaire Puissance réactive Équilibre du système Pour la plupart des états membres, les pertes sont implicites, mais pour d autres, notamment la France et l Allemane, les coûts de compensation des pertes sont des composants explicits des tarifs de transmission. Pour la plupart des pays membres, les coûts de gestion des congestions internes sont des composants explicites des tarifs, tandis que les coûts de congestion des échanges transfrontaliers ne sont pas considérés dans les pays où ces échanges sont relativement insignifiants. Les composants non liés à la gestion des réseaux incluent des surcharges, e.g. : Financement du régulateur subventions des énergies renouvelables besoins exceptionnels de développement de l infrastructure autres charges exceptionnelles. Malgré le fait que plusieurs états membres les utilisent, les surcharges ne sont pas en accord avec la réglementation pour le marché intérieur d électricité de l UE. Pour la plupart des états membres, les surcharges sont relativement négligeables, mais il y a des exceptions, surtout en Europe Centrale, où les surcharges représentent plus de la moitié du tarif de transmission. Concernant la facturation des charges de puissance, il y a des différences importantes parmi les états membres. Pour certains pays membres, la puissance est facturée sur la base de la puissance complémentaire. Pour d autres pays membres la puissance est facturée sur la base de souscriptions annuelles ou mensuelles.

19 Méthodologies de tarification Actuellement, il y a des différences importantes entre les pays membres de l UE concernant les mécanismes de régulation des tarifs de transit, notamment : Système de prix plafonnés (price cap) Système de revenus plafonnés Calcul de coûts justifiés Calcul de coûts + Le système de «coûts +» est utilisé dans la plupart des pays membres. Le système reconnaît que la rémunération des GRTE s ajoute à la couverture de l ensemble des coûts, y compris les investissements dans l infrastructure, les frais d exploitation et les services ancillaires. La quasi-totalité des pays membres utilisent des méthodologies de tarification, qui ont comme dénominateur commun le calcul des coûts d infrastructure et des services sur la base des prix comptables concernant les amortissements et les frais d exploitation. Les prévisions budgétaires et le taux de rentabilité des investissements entrent aussi dans les calculs. En fait, la régulation des tarifs de transmission HT dans les pays membres de l UE n'est guère harmonisée avec la réglementation pour le marché intérieur d électricité de l UE, particulièrement l article 3.6 de la Règlementation, exigeant que les coûts engendrés par l accueil de flux transfrontaliers soient établis sur la base des coûts prévisionnels marginaux moyens à long terme. La méthode de calcul des «coût+» qui est utilisée par la plupart des pays membres, manque considérablement d une perspective à long terme. En effet, les GRT calculent le tarif transfrontalier sur la base des résultats financiers, c est à dire des frais d exploitation du passé, y compris les amortissements. Le budget des deux années suivantes est aussi considéré. La formule, qui est actuellement à la base du calcul tarifaire d une grande partie des états membres de l EU, est la formule coûts plus: T = (S + A) / C + P Т tarif pour l approvisionnement d un kwh d électricité S frais d exploitation A amortissements C ventes (Euro) P marge commerciale d exploitation La marge commerciale d exploitation est calculée sur la base de considérations de rentabilité. En fait, la rémunération des GRT est considérée comme équivalente à la marge bénéficiaire équitable. Une série d initiatives de la Commission Européenne concernant les tarifs de transmission n'a pas réussi à éliminer le désaccord essentiel. Par conséquent, les tarifs de transmission n ont pas été suffisants pour accumuler les fonds nécessaires pour le financement des grands projets d interconnexion dans le contexte de l intégration du marché intérieur d électricité européen. Ainsi, les congestions internes de même qu au niveau des échanges transfrontaliers ont augmenté sensiblement en cours des dernières années au lieu d être diminués.

20 2.3 MÉCANISME CBT (CROSS BORDER TARIFF) Définition de CBT Selon le mécanisme Cross Border Tariff (CBT), proposé en 2005 par ETSO (European Transmission System Operators) à la Commission de l UE et le CEER, effectivement entré en vigueur il y a deux ans, le transit d électricité dans le marché intérieur de l UE est défini par rapport aux flux d exports et d imports par le réseau horizontal (HN) et mesuré heure par heure aux points des interconnexions transfrontalières. La méthode proposée par ETSO est une procédure qui repose sur deux principes fondamentaux : l affectation des coûts ne doit prendre en compte que la partie des réseaux concernés par les transits transfrontaliers. Cette partie du réseau est désignée par l expression «Réseau Horizontal» l application d honoraires uniformes pour tout le marché européen qui doivent être facturés aux opérateurs qui exportent tout ou partie de leur production d électricité Définition du réseau horizontal Le HN est la partie du réseau HT utilisée pour le transit. Le terme Réseau Horizontal désigne la partie du système de transport qui assure les transferts d énergie sur de longues distances et qui est emprunté également par des échanges transfrontaliers entre les pays. Il est constitué en pratique par le réseau à très haute tension (postes 225/400 kv et lignes 400 kv) mais peut comprendre aussi dans certains cas des ouvrages en 225 kv selon les pays. L identification précise de ce réseau est une condition préalable pour l application du modèle de compensation ETSO. Cette phase détermine la base de référence pour tout le modèle. Comme la sélection peut se faire de diverses manières, ETSO a proposé dans une première étape d utiliser les calculs de simulation du fonctionnement des réseaux pour comparer les écoulements de charges dans deux cas spécifiques: - d abord en considérant uniquement le transit des charges nationales - ensuite en ajoutant les charges prévues par les échanges internationaux. L analyse des résultats devra déterminer les ouvrages faisant partie du "Réseau Horizontal". Ce point fait l objet d un suivi particulier par ETSO, qui propose périodiquement des améliorations. En effet, avec la pratique il est apparu que cette procédure qui nécessite beaucoup de données peut être simplifiée en adoptant un modèle de calcul en courant continu (Loi de Kirchhoff). Ainsi il est admis que chaque flux qui traverse un ouvrage donné du réseau est une somme de flux élémentaires pouvant être identifiés en utilisant une approche par les courants continus. A cet effet, ETSO a normalisé une méthode de calcul basée sur la notion de "Transit Standard" pour s assurer que tous les "Réseaux Horizontaux" sont définis sur la même base. La procédure est appliquée par chaque gestionnaire de réseau sur un réseau vide en considérant une injection de 100 MW entrant par une ligne d interconnexion et une consommation de 100 MW sortant par une autre interconnexion. Les ouvrages concernés par le transit de cette charge feront alors partie du "Réseau Horizontal" s ils sont traversés au moins une fois par une charge de 1 MW au minimum. Les interconnexions sont prises deux par deux (une en injection et l autre en consommation) de sorte que pour N liaisons d interconnexion, les calculs sont répétés N*(N-1) fois en prenant en compte tout le réseau de transport, y compris les interconnexions en courant continu si elles font partie du réseau public. Les interconnexions commerciales en courant continu ne sont pas intégrées dans les calculs. Comme résultat on obtient la liste de tous les ouvrages faisant partie du "Réseau Horizontal".

21 Le schéma ci-après donne un exemple d un réseau horizontal par rapport à l ensemble du réseau du pays en considérant une injection de 100 MW entrant par une ligne d interconnexion et une consommation de 100 MW sortant par une autre interconnexion, en traversant des lignes de capacités différentes. Source: ETSO Proposal for the 2006 CBT Mechanism Les interconnexions sont prises deux par deux (une en injection et l autre en consommation) de sorte que pour N liaisons d interconnexion, les calculs sont répétés N*(N-1) fois considérant tout le réseau de transport, y compris les interconnexions en courant continu si elles font partie du réseau public. On obtient ainsi la liste de tous les ouvrages faisant partie du Réseau Horizontal Modèle de calcul des compensations de transit selon le mécanisme CBT Méthodologie de CBT Dans cette approche, les participants au modèle de compensation sont indemnisés sur la base des charges à recouvrir par chaque Gestionnaire de Réseau en prenant en compte les coûts régulés des actifs (infrastructure, exploitation, maintenance et services auxiliaires) et dans le cas échéant aussi les pertes de transport sur le "Réseau Horizontal". Selon la formule suivante : AT + O/M + A CBT (cent/kwh) = AT = Amortissement (Euro) O/M = Coût de l exploitation et maintenance cumulé (Euro) A = Coût des services auxiliaires cumulé (Euro) E = Flux d`électricité (MWh) E Étant donné que l utilisation du réseau horizontal est partagée par la consommation nationale du pays et les transits internationaux, une clé de répartition est calculée pour

22 chaque pays pour estimer la part des coûts à affecter aux flux transfrontaliers. Selon la formule suivante : Σ M Tep (k) C = Σ M Tep (k) + Σ M L (k) C = clef de calcul du flux de transit K = pays M = mois TEP = transit (GWh) L = demande mensuelle (GWh) En effet, les utilisateurs locaux du réseau ne devraient pas payer les coûts de transport générés par un transit international qui traverse leur pays. Une approche type "timbre-poste" a été choisie par ETSO en se basant sur le coût moyen du transport. Autrement dit, ce «timbre-poste» correspond au coût par MWh transporté de n importe quelle source de production à n importe quel point de consommation. La règle pour définir les transits sur un réseau donné est définie par : Transit = Ti,t = min{export(i,t),import(i,t)} Ti,t : transit mesuré à l heure t sur les interconnexions du pays i Export(i,t) : exportation mesurée à l instant t par le pays i Import(i,t) : importation mesurée à l instant t par le pays i Traitement des pertes Pour déterminer le niveau des pertes engendrées par les transits internationaux, qui devraient être financées par le fonds, le fonctionnement du réseau est simulé avec et sans les transits. ETSO à traiter les pertes en dehors du modèle de compensation et un contrat multilatéral a été établi en 2004 entre les membres participants à l accord ITC (inter TSO Compensation). Jusqu à présent le coût des pertes est apprécié par les es organes nationaux de régulation. Le coût utilisé pour compenser les pertes de transit sera égal au coût retenu par le régulateur national pour couvrir les pertes par des tarifs nationaux. Les coûts peuvent donc différer d un pays à l autre. Les membres ITC recevront la compensation complète pour les pertes de transit Mécanisme de financement du Fonds CBT Le mécanisme CBT est relatif au calcul du Fonds CBT et des compensations inter-grte. Le mode de financement du fonds CBT fait la distinction entre les parties membres de l accord ITC et les différents pays limitrophes selon les définitions suivantes: Partie ITC : pays qui fait partie de l'accord ITC. Partie ITC Interne : pays qui fait partie de l'accord ITC mais n'a pas de frontière électrique avec un Pays du Périmètre (hors ITC).

23 Pays du Périmètre : pays (ou bloc de contrôle) qui ne participe pas à l'accord ITC, mais qui a une frontière électrique avec une Partie ITC. Pays du Bord (ou Périphérie) : Pays de l ITC qui a au moins une frontière électrique avec un Pays du Périmètre (pays hors ITC). Le Fonds est financé par deux composantes de compensation : Une composante représentant les honoraires dus au titre des échanges avec les pays du périmètre (importation/exportation). Initialement ces honoraires étaient fixés à 1 par MWh. Ils ont été revus à la hausse pour 2008 et 2009 (1,4 / MWh). Le montant total prévisionnel est calculé sur la base des quantités déclarées (importation / exportation) par le pays du périmètre. Ce montant est à la charge des opérateurs utilisant les interconnexions frontalières (producteurs / traders des pays du périmètre). Une composante plus importante constituée par des paiements basés sur les flux nets entre les parties ITC. Les flux nets sont définis par les quantités physiques mesurées à chaque heure sur les liaisons transfrontalières et valorisés à 0.5 / MWh. Cette compensation est prélevée sur les tarifs de transport et payée par le GRT responsable du flux. Pour des parties ITC internes, le flux net horaire est égal à la valeur absolue du flux total en importation moins le flux total en exportation ( Import - Export ). Pour les pays de la périphérie, les règles appliquées doivent tenir compte des flux échangés par ces pays avec leurs voisins du périmètre. Le décompte du flux net est conditionné par l importance des échanges avec le voisin extérieur. Le raisonnement qui a conduit à prendre cette option est basé sur les cas suivants : Pour un pays de la périphérie avec importations nettes en provenance d'un pays du périmètre et d'un pays membre de l accord ITC, l'importation en provenance du pays du périmètre n a pas d influence sur la répartition des flux sur le "Réseau Horizontal". Le même cas s'applique pour un pays de l accord avec de l'exportation nette vers un pays du périmètre et vers un autre pays membre de l accord. Pour ces deux cas il est donc admis que si les flux des pays du périmètre sont les plus importants, ils ne doivent pas être pris en compte pour le calcul de la contribution du pays du bord dans la composante relative aux flux nets du fonds de compensation. Enfin, dans le cas où ces deux composantes ne couvrent pas le montant total du fonds, un complément est réclamé aux exportateurs au prorata des quantités déclarées Exemple de mise en application du mécanisme de compensation inter-tso (ITC) par les pays des Balkans L exemple décrit en Annexe 13 se rapporte à la mise en place du mécanisme de compensation inter-tso (ITC) par les pays des Balkans, qui pourrait éventuellement servir de base pour élaborer une étude de cas appliquée au Maghreb. Cet exemple a été reconstitué à partir des données publiées sur le site ETSO ( Modèles de calcul du CBT Cadre général Les compensations pour le transit d électricité selon le système CBT ont été calculées en Excel sur la base d un premier modèle de base qui calcule les mêmes paramètres pour les trois pays du Maghreb. Ensuite, des modèles variés ont été calculés variant les paramètres

24 et les modes de calcul. Ces derniers arrivent à des résultats similaires comparés avec le modèle de base. Pour la Tunisie, le modèle varié est essentiellement le même comparé au modèle de base. Pour l Algérie, le modèle varie légèrement en ce qui concerne les paramètres et le mode de calcul, pendant que les résultats sont essentiellement les mêmes. Le modèle varié du Maroc est différent du point de vue paramètres, mode de calcul et résultats. Les modèles CBT pour le Maroc et l Algérie se trouvent en Annexe 16 et Annexe 14. Il y a lieu de signaler que les résultats des calculs présentés ci-après n ont qu un rôle didactique pour les besoins d'illustration de la méthodologie. Ils ne devraient en aucun cas servir de référence pour des situations réelles de transit. Les coûts appliqués dans ce cas devraient se baser sur une étude tarifaire des transits à élaborer à cet effet Cas pratiques Paramètres Les paramètres requis pour les calculs doivent être tirés des données de la comptabilité analytique du Gestionnaire du Réseau de Transport (GRT). Les paramètres requis sont : Historique/prévision des investissements Taux d amortissement Demande annuelle Coûts d entretien et d exploitation Coûts des services auxiliaires A défaut de données de la comptabilité analytique, l évaluation des d investissements des ouvrages et des coûts d exploitation et d entretien a été effectuée en prenant des coûts unitaires standards. Pour les pertes on considère que c est le prix du marché payé par le GRT qui viendra en supplément du coût de transit Historique des investissements L historique des investissements du réseau horizontal, comprend les mesures de mise hors service, de désinvestissements, de variations en fonds de roulement et les projets d interconnexion, de renforcement, de modernisation (réhabilitation) et d extension concernant les lignes de transmission, les postes et le système de télécommunication (lignes à fibres optiques etc.). La période de calcul s oriente aux dates de mise en service des ouvrages Taux d amortissement Les amortissements sont calculés sur la base de la durée de vie des ouvrages et des équipements, c est à dire 40 ans pour les postes et lignes, 30 ans pour les câbles sousmarins et 15 ans pour l équipement de télécommunication. Ainsi, un taux d amortissement linéaire de 2.5% a été appliqué pour les lignes et postes, 3.3% pour les câbles et 6% pour les équipements de télécommunication.

25 Demande annuelle La demande annuelle sur le réseau horizontal est calculée sur la base de la capacité installée et des heures d opération des lignes/câbles. La capacité installée pour les lignes 400 kv a été calculée à 1067 MVA convertis à 960 MW. Les heures d opération ont été estimées par rapport aux indicateurs de saturation, c est à dire à 5000 heures/an en moyenne. Pour l interconnexion Maroc-Espagne, les heures d opération ont été calculées par rapport aux ventes d électricité connues Coûts d entretien et d exploitation Par manque de données plus précises, les coûts d entretien et d exploitation sont estimés à 1.5% des coûts d infrastructure du réseau horizontal. Les coûts annuels d entretien et d exploitation sont calculés par rapport aux investissements, c est à dire augmentés d une année à l autre selon les besoins Coûts des services auxiliaires Les coûts des services auxiliaires sont estimés à 2.5% des coûts de l infrastructure du réseau horizontal, et sont augmentés d une année à l autre selon les besoins. Les services auxiliaires des gestionnaires du réseau incluent : Les charges pour la gestion des congestions Les prestations de réglage et d équilibre du système Algérie Le modèle de base CBT pour l Algérie Historique des investissements Comme indiqué ci-dessus, l historique des investissements fait référence au réseau horizontal, c est à dire aux lignes utilisées pour le transit selon la définition d ETSO. Considérant qu après la mise en service de l interconnexion Algérie-Tunisie à 400 kv, la dorsale est-ouest algérien à 400 kv sera en mesure de transporter non seulement la quasitotalité du transit sur le territoire algérien, mais en plus d optimiser les transits en vue des pertes sensiblement plus élevées des autres réseaux par rapport à la dorsale 400 kv. Par conséquent, la dorsale est-ouest à 400 kv est considérée comme réseau horizontal pour le calcul du CBT du modèle proposé. Néanmoins, cette hypothèse n exclut pas que le flux des charges (load flow) des transits futurs ne pourrait pas inclure des transits par d autres réseaux. Actuellement, la dorsale 400 kv Est - Ouest intègre le poste sur la frontière tunisienne en vue du fait que la ligne d interconnexion avec la Tunisie est encore raccordée en 220 kv. La dorsale est-ouest du réseau 400 kv a été construite pendant la période Avec la mise en service du poste de Chefia en 2010, qui aura une capacité de 900 MVA, il serait possible de transiter de la puissance à travers l Algérie sur la dorsale est-ouest á simple terne, sauf pour la section Chebia-frontière tunisienne, qui sera opérée au niveau de 220 kv. A partir de 2011, l interconnexion algérienne-tunisienne sera opérée au niveau de 400 kv. La longueur totale de la dorsale est-ouest, sans branchements aux centrales, est de l ordre de 1767 km. Le coût total de l investissement est de l ordre de 260 millions Euro (y compris les ouvrages de l année 2010), calculés en prix économiques, c est à dire aux prix

26 unitaires (Euro par km de ligne et par MVA de poste) du marché mondial. L historique des investissements est récapitulés ci-dessous et en Annexe 2. Historique des investissements MS Lignes/Postes Terne CU Km CT Total MVA 2005 R.DJAMEL-OUED EL ATHMANIA Simple INTERCONNEXION ALGÉRIE- TUNISIE Simple OUED EL ATHMANIA-BIR GHBALOU Simple EL AFFROUN-BIR GHBALOU Simple EL AFFROUN-SI MUSTAPHA Simple BIR GHBALOU-SI MUSTAPHA Simple HASSI AMEUR-EL AFFROUN Simple INTERCONNEXION ALGÉRIE- MAROC Double CHEFIA (ex HADJAR 2) AIN BEIDA Simple OUED ATHMANIA-AIN BEIDA Simple RESTRUCTURATION RÉSEAU R. DJAMEL Simple POSTE CHEBIA (Frontière TUNISIE) TOTAL MS = mise en service CU = coût unitaire (000 Euro/km ou Euro/kVA) CT = coût total par année (000 Euro) Les calculs n incluent pas les connexions des centrales aux réseaux ni les postes 220/400 kv, sauf celui sur la frontière algérienne/tunisienne, qui pour le reste sont considérées comme hors du réseau horizontal. Calcul de la compensation de transit Sur l hypothèse que les coûts de l infrastructure et de la demande annuelle sont respectivement répartis selon la clé des flux de transit, le CBT pour la dorsale est-ouest de l Algérie a été calculé à : 0,39 centimes/kwh Le CBT a été calculé par l addition des amortissements, des coûts d entretien, d exploitation et auxiliaires et divisant le total par la demande annuelle. Le calcul du modèle de base de CBT pour l Algérie est récapitulé en Annexe 5.

27 Variante au cas de base pour l Algérie Pour le choix du "Réseau Horizontal", les bénéficières ont demandé d envisager une variante incluant la partie de l infrastructure 220 kv parallèle à la dorsale 400 kv. Un autre calcul a donc été mené en ajoutant tous les postes 400 / 220 kv (10 au total) ainsi que les lignes 220 kv qui suivent le même trajet que la dorsale, soit environ km de réseau. En gardant les mêmes hypothèses pour la valorisation du "Réseau Horizontal" on arrive aux résultats récapitulés ci-après : Estimation des coûts annuels du "Réseau Horizontal" en tenant compte du 220 kv Amortissement du Réseau (2,5 % ) 14,85 Amortissement Équipement Scada (6,7 % ) 2,66 Operating & Maint (2%) 12,11 Services Auxiliaires (3%) 18,16 Coût Total Annuel (10 6 Euros) 47,78 La consistance du réseau étant plus importante, on arrive à un coût annuel pratiquement deux fois supérieur au coût du cas de base. Soit un coût du transit évalué entre 0,80 c /kwh et 1,4 c /kwh. Le calcul du modèle varié de CBT pour l Algérie est récapitulé en Annexe Maroc Le cas du CBT pour le Maroc Historique des investissements Analogue à la situation dans les autres pays maghrébins, le réseau horizontal pour le transit devrait inclure toutes les lignes et postes utilisés pour le transit selon la définition d ETSO. Pour le cas du Maroc, faisant l hypothèse qu actuellement les flux de transit passent entièrement par le réseau 400 kv, l historique des investissements se limitera à la dorsale frontière algérienne Espagne de 400 kv. En fait, cette dorsale a été construite pendant la période 1995 à 2009 et renforcée en double terne, sauf pour la section Matmata-Bourdim. Par conséquent, la capacité nominale de la dorsale est de l ordre de 960 MW. La longueur totale de la dorsale sans branchements aux centrales est de 794 km plus 61 km pour l interconnexion Maroc-Espagne, incluant le câble sous-marin d une longueur de 15 km.. Le coût total des ouvrages est de l ordre de 234 millions d Euros, calculé aux prix économiques constants, c est à dire aux prix unitaires du marché mondial. L historique des investissements est récapitulé dans le tableau ci-après et en Annexe 4.

28 Tableau : Dorsale nord-est (frontière algérienne ) : historique des investissements Ligne/câble Terne CU Km CT (Euro) CT (DH) 1995 Matmata-Bourdim Simple Meloussa-Oualili Simple ère interconnexion Maroc-Espagne ème interconnexion Maroc-Espagne Meloussa-Oualili Simple Bourdim-Hassi Amer Double Oualili-Matmata Double TOTAL MS = mise en service CU = coût unitaire (000 Euro/DH) CT = coût total Calcul des compensations de transit Faisant l hypothèse que les coûts de l infrastructure et de la demande annuelle sont respectivement répartis selon la clé des flux de transit, le CBT pour la dorsale nord-est du Maroc a été calculé à : 0,34 centimes/kwh Le CBT a été calculé par l addition des amortissements, y compris l interconnexion vers l Espagne, des coûts d entretien, d exploitation et auxiliaires et divisant le total par la demande annuelle. Le calcul de CBT pour le Maroc est récapitulé en Annexe Variation au cas de base pour le Maroc En considérant trois niveaux de transit et 900 MW pour une durée d utilisation du réseau horizontal de heures par an et faisant l hypothèse que les coûts de l infrastructure et de la demande annuelle sont respectivement répartis selon la clef des flux de transit, le CBT pour la dorsale nord-est du Maroc a été calculé à titre d illustration entre 0,54 et 0,30 centimes/kwh.

29 Coût total annuel coût transit en C /KWH Réseau horizontal Puissance Transitée (MW) Durée d'utilisation (nombre d heures/an) Transit (GWH) (Millions d euros) 18, ,54 18, ,39 18, ,30 Le modèle varié de calcul de CBT pour le Maroc est récapitulé en Annexe Tunisie Le cas du CBT pour la Tunisie Historique/prévision des investissements Dans le cas de la Tunisie les interconnexions permettant un futur transit seront achevées au plus tôt en Le CBT calculé dans la présente section prendra en compte les futurs investissements. Ce cas est donc théorique et est donné à titre indicatif. Le CBT pour la Tunisie a été estimé en faisant l hypothèse du transit Algérie Italie à travers la Tunisie. L autre hypothèse du transit Lybie-Algérie n a pas été considérée. Analogue à la situation en Algérie, le réseau horizontal pour le transit devrait inclure toutes les lignes et postes utilisés pour le transit selon la définition d ETSO. Le Réseau Horizontal est représenté par la dorsale 400 kv Est - Ouest en intégrant le poste sur la frontière algérienne en vue du fait que la ligne d interconnexion avec l Algérie est encore raccordée en 220 kv. Faisant l hypothèse que le transit Algérie - Italie à travers la Tunisie sera possible à partir de 2015 au plus tôt, avec la mise en service de la ligne Mornaguia El Haouaria et d une centrale produisant de l électricité pour l exportation vers l Italie, l historique et la prévision des investissements incluent la période En fait, 2015 est la date la plus proche pour la mise en service de l interconnexion et dépend largement de la construction d une centrale de turbines à gaz. Si par contre une centrale à charbon était construite, l interconnexion ne serait pas mise en service avant Il est alors prévu que l interconnexion serait opérée par les opérateurs de la centrale à courant continu et que la partie de la capacité de transmission mise à la disposition du marché serait limitée à 20%. Le coût total des ouvrages à été estimé de l ordre de 49 millions d Euros pour le réseau 400 kv, calculés aux prix économiques constants, c est à dire aux prix unitaires du marché mondial. Le coût de l investissement pour l interconnexion Tunisie Italie a été estimé à 640 mio. Euro et le coût total à 696 mio. Euro. L historique/prévision des investissements est récapitulé dans le tableau ci-dessous et en Annexe 3.

30 Dorsale frontière algérienne Italie : historique/prévision des investissements Ligne/câble terne Km CU CT Ligne CT câble Poste CT 2005 Jendouba-Hajjar simple Mateur- Mornaguia simple Mateur-Jendouba simple Mornaguia-El Haouaria simple interconnexion Tunisie- Italie TOTAL MS mise en service CU coût unitaire (000 Euro) Ct coût total (000 Euro) Calcul des compensations de transit Faisant l hypothèse que les coûts de l infrastructure et de la demande annuelle sont respectivement répartis selon la clé des flux de transit, le CBT pour la dorsale frontière algérienne Italie en traversant la Tunisie a été calculé à : 0.08 centimes/kwh pour le réseau 400 kv 0,84 centimes/kwh pour l interconnexion Tunisie-Italie 0,93 centimes/kwh pour le total. Le CBT a été calculé par l addition des amortissements et des coûts d entretien, d exploitation et auxiliaires et en divisant le total par la demande annuelle. Le calcul de CBT pour la Tunisie est récapitulé en Annexe Variation au cas de base pour la Tunisie Le modèle varié CBT pour la Tunisie a été calculé sur la base de paramètres similaires comparés au modèle de base mais une approche légèrement différente. Le CBT pour le modèle varié pour la dorsale frontière algérienne Italie en traversant la Tunisie a été calculé à : 0.10 centimes/kwh pour le réseau 400 kv

31 0,91 centimes/kwh pour l interconnexion Tunisie-Italie 1,01 centimes/kwh pour le total. Le modèle varié de calcul de CBT pour la Tunisie est récapitulé en Annexe COÛTS MARGINAUX À LONG TERME DU TRANSIT Cadre de référence La méthodologie proposée pour l estimation des coûts marginaux à long terme du transit par le réseau HT est basée sur l article 3.6 du Règlement (CE) 1228/2003 du Parlement Européen et du Conseil de 26 juin Selon les exigences de la Réglementation, le tarif de transit est estimé sur la base d une formule, et les paramètres ont été définis en accord avec cette formule. En théorie, un marché entièrement libéralisé n aurait plus besoins de tarifs de transits et les prix de transit seraient fixés par enchères. En pratique, le marché d électricité n est que partiellement libéralisé et une grande partie des ventes continuera d être effectuée par contrats à long terme, et les offres pour les contrats à long terme, même dans un contexte de ventes aux enchères, nécessiteront une base de calcul orienté aux coûts incrémentaux avec un horizon à long terme. Encore plus important, les CMLT serviront aux opérateurs de marchés comme base de comparaison par rapport aux prix d enchères et comme signal d intervention au cas où les prix d enchères n arriveraient pas à recouvrir l ensemble des fonds nécessaires pour le financement des investissements d interconnexion du futur. ETSO considère que la méthode du coût moyen marginal à long terme proposée par le Parlement Européen et la Commission de l Union Européenne a besoin de plus de clarifications avant son application par tous les États membres de l EU. Néanmoins, ETSO poursuit ses tentatives pour identifier des solutions adéquates qui pourraient répondre aux objectifs de la réglementation européenne, et une version définitive du modèle pourrait être disponible et validée par la Commission Européenne en Méthodologie La méthode du coût marginal à long terme (CMLT) est proposée dans la réglementation du marché intérieur européen de l électricité. Analogue au mécanisme CBT, l objectif principal du modèle CMLT est l illustration d une méthodologie de tarification qui est universellement appliquées. Selon cette méthode, le CLMT du transit par le réseau HT est calculé en appliquant la formule suivante : CM = Σ t Σ t I t x C (1 + a) t ΔD t x C (1 + a) t

32 CM = coût marginal à long terme par KW de puissance. I t = total des couts d investissement du réseau horizontal pour période t ΔD t = Puissance incrémentale a = taux d actualisation t = période C = clé du flux de transit calculé comme suit : : Σ M Tep (k) C = Σ M Tep (k) + Σ M L (k) K = pays M = mois TEP = transit en GWh L = demande mensuelle en GWh) Selon la méthode CMLT, l annuité du coût marginal à long terme du transit par le réseau horizontal est ainsi calculée : Annuité du CM = (CM x B) + M + S + P M = coûts d entretien et d exploitation S = coûts de service P = marge financier B = taux d`annuité, calculé comme suit: B = taux d actualisation / [1 - (1+ taux d actualisation) -p ] p = durée de vie de l équipement Paramètres requis Horizon de planification Les coûts marginaux à long terme (CMLT) sont nécessairement estimés sur la base des données disponible mais en principe exigent un horizon de planification d au moins ans. Sur la base des données disponibles, l horizon de planification pour l Algérie est effectivement de 5 ans et de 6 ans pour le Maroc et la Tunisie. Même si le modèle effectivement permet un calcul à long terme, les résultats sont des estimations qui devraient être supplémentées par une base de donnée avec un horizon à long terme Taux d actualisation Le taux d actualisation se réfèrent aux coûts d opportunité du capital qui varie d un pays à l`autre selon les données du marché financier local, de la disponibilité de financement par les bailleurs de fonds, du LIBOR et du rating de crédit au plan international. Pour les grands projets du secteur de l énergie au Maghreb, l hypothèse de 9% a été proposée comme taux d actualisation.

33 Coûts d investissement Paramètres de calcul Par manque d une base suffisante de données, le calcul des investissements n inclut pas toutes les variables relatives aux réseaux horizontales, se limitant aux réseaux 400 kv. Il est à souligner que le modèle proposé en Excel peut facilement être élargi en incluant d autres variables, ex. les paramètres des postes et du réseau 220 kv relatifs au réseau horizontal. En fait, le calcul des investissements est basé sur la considération que les transits et les échanges transfrontaliers par d autres réseaux, ex. 220 kv, sont encore d une grande importance aujourd hui mais seront négligeables à long terme. Concernant les interconnexions avec l Europe, les câbles reliant l Espagne et le Maroc et le de projet de câble qui reliera l Italie et la Tunisie ont été inclus sur la considération que l accès à l interconnexion Maroc-Espagne est non-discriminatoire, pendant que l interconnexion Tunisie-Italie sera réservée à 20% aux échanges non-discriminatoires et le reste alloué sur une base discriminatoire et hors de la réglementation tunisienne ou européenne. Par contre, les projets reliant l Algérie avec l Italie et l Espagne ont été exclus sur considération qu il s agit de lignes marchandes, discriminatoires et par conséquent hors de la réglementation algérienne ou européenne. En plus, les interconnexions de l Algérie vers l Italie et l Espagne seront réservées aux exports Algériens avec une probabilité très réduite de transit en provenance du Maroc ou de la Tunisie à l horizon moyen terme Algérie La SONELGAZ a préparé un plan d investissement pour le réseau THT de la dorsale estouest à l horizon Les investissements se feront en deux phases : phase phase Comme indiqué par le schéma du réseau récapitule en Annexe 1, il y aura cinq grands projets pendant la période , qui visent à doubler la capacité de transmission par bouclage, c est à dire par la construction de lignes en parallèle aux lignes existantes. Considérant que la ligne Hassi Ameur frontière marocaine est déjà en double terne, à la fin de l année 2012, la capacité de transmission sera effectivement doublée, sauf pour l interconnexion Algérie-Tunisie qui consistera toujours en la même ligne simple terne 400 kv. Néanmoins, l existence d autres interconnexions et postes au niveau de 220 kv, 150 kv et 90 kv permettra un haut niveau d échanges entre les deux pays et, du fait que ces ouvrages existent depuis longtemps, une intensification éventuelle des échanges n augmentera pas les coûts des transactions. En 2015, la SONELGAZ va commencer le processus consistant à tripler la capacité de transmission, par construction d autres lignes en parallèle aux lignes THT existants. La longueur des lignes à mettre en service pendant les années pour la dorsale est-ouest sans branchements aux centrales sera de 1964 km, et le coût total de l investissement sera de l ordre de 267 millions Euro, calculés en prix économiques. Le plan des investissements est récapitulé ci-dessous et en Annexe 2.

34 Investissements pour la dorsale est-ouest (400 kv) à l horizon 2015 MS Lignes/Postes Terne CU Km CT Total 2012 AIN BEIDA-HASSI MESSAOUD H. MESSAOUD-HASSI R MEL Simple Simple ,960 H. R MEL-BIR GHBALOU Simple ,400 BIR CBHALOU-OUED EL ABTAL Simple ,120 O. EL ABTAL-HASSI AMEUR Simple , , JIJEL-O.ATHMAIA Simple ,880 10,880 TOTAL ,104 MS = mise en service PU = Prix unitaire (000 Euro) CT = Coût total annuel (000 Euro) Maroc Le plan d investissement à l horizon 2015 de l ONE envisage deux projets de renforcement de la dorsale frontière algérienne Espagne à 400 kv: renforcement de la ligne Bourdim-Matmata à deux ternes 3 ème ligne d interconnexion Maroc-Espagne. Le projet de renforcement va doubler la capacité de transmission de la dorsale frontière algérienne interconnexion Maroc-Espagne à 1920 MW nominale. La 3 ème ligne d interconnexion Maroc-Espagne, dont la date de sa mise en service est incertaine va ajouter 1000 MW de capacité de transmission. Le coût de l investissement est de l ordre de 31.3 mio. Euro et 57.5 mio. Euro respectivement à prix économiques constants. Le tableau ci-dessous, l Annexe 17 (schéma du réseau HT marocain à l horizon 2015) et l Annexe 4 récapitulent l évolution du réseau HT marocain à l horizon Investissements pour la dorsale est-ouest (400 kv) à l horizon 2015 MS Ligne/câble terne CU Km CT (Euro) CT (DH) ème interconnexion Maroc-Espagne Bourdim-Matmata simple TOTAL MS = mise en service PU = Prix unitaire (000 Euro) CT = Coût total annuel (000 Euro) Selon la définition d ETSO, le réseau horizontal devrait inclure toutes les lignes et postes d interconnexion utilisés pour le transit. Par exemple, en cas de congestion sur la ligne Bourdim-Matmatai, qui est une possibilité réelle en vue du fait que cette section ne serait opérée à deux ternes qu après 2014, le transit devrait passer par le réseau 220 kv Bourdim- Al Wahda-Meloussa ou le réseau Bourdim-Toulal-Al Wahda-Meloussa ou d autres options encore. Pour cette raison, il serait nécessaire d estimer le coût du CBT y compris les

35 investissements pour les réseaux alternatifs en tenant compte des capacités de transit mises à disposition par ces réseaux Tunisie Le plan d investissement à l horizon 2014 de la Tunisie envisage deux projets mettant la dorsale frontière algérienne Italie disponible au transit international : Construction de la ligne 400 kv Mornaguia-Hawaria Construction de l interconnexion Tunisie - Italie La capacité du câble Tunisie Sicilie sera de l ordre de 1000 KVA, c est à dire 900 MW. Le coût de l investissement est de l ordre de 20 mio. Euro pour le réseau et 640 mio. Euro pour le câble aux prix économiques constants. Le tableau ci-dessous et l Annexe 4 récapitulent les deux projets. Tableau 4.3 : investissements pour l interconnexion Tunisie Italie (400 kv) à l horizon 2014 MS Ligne/câble terne km CU CT Ligne CT câble Mornaguia-Hawaria simple interconnexion Tunisie-Italie TOTAL MS = mise en service PU = Prix unitaire (000 Euro) CT = Coût total annuel (000 Euro) Puissance incrémentale La puissance incrémentale pour le réseau horizontal est calculée sur la base de la puissance d une année moins la puissance de l année précédente. La puissance au niveau du réseau horizontal est estimée selon la répartition de la charge entre réseaux ou selon la capacité du réseau THT, tenant compte des pertes de réseau, de l auto puissance des centrales (auxiliaires) et du fait qu actuellement, la grande majorité des centrales au Maghreb sont interconnectée au réseau 225 kv et 150 kv en cascade, et le réseau 400 kv est interconnecté aux réseaux 225 kv et 150 kv par auto transformateur Clé du flux de transit Pour le calcul de la clé du flux de transit il faut estimer la demande mensuelle et le flux de transit. Le calcul exact de la demande mensuelle au niveau du réseau horizontal n est possible que sur la base des flux de charge mesurés heure par heure. Le flux de transit est

36 mesuré à la sortie du pays exportateur et à l entrée du pays importateur. En l absence de ces données, la demande a été estimée sur la base des capacités des réseaux et des heures moyennes d opération sur l hypothèse qu ils sont les mêmes dans les trois pays Annuité du coût marginal à long terme L annuité du coût marginal à long terme relate la durée de vie de l équipement, qui est de l ordre de : 40 ans pour les postes et l équipement de transmission 30 ans pour le câble sous-marin 15 ans pour l équipement de télécommunication Par conséquent, sur la base d un taux d actualisation de 9%, le coût de la capacité a été annualisé au taux de pour le réseau et pour le câble Coûts d entretien et d exploitation Pour les besoins de l estimation et analogue au calcul du CBT, les coûts d entretien et d exploitation sont estimés à 1,5 % des coûts de l infrastructure du réseau horizontal. En fait, les coûts d entretien et de service de l année 2009, calculés dans le contexte de CBT, ont été ajoutés aux coûts annuels accumulés à l horizon Coûts des services auxiliaires De façon analogue au calcul du CBT, les services auxiliaires des gestionnaires du réseau ont été estimés à 2,5% des coûts de l infrastructure. Ils comprennent : Les charges pour la gestion des congestions Les prestations de réglage et d équilibre du système. Les coûts des services auxiliaires de l année 2009, calculés dans le contexte de CBT, ont été ajoutés aux coûts annuels accumulés à l horizon Considérant que les coûts de gestion des congestions ont une tendance à la hausse, les coûts des services auxiliaires devraient être augmentés à long terme Marge financière La marge financière correspond aux besoins financiers du gestionnaire de réseau. Tenant compte du fait qu au Maghreb il s agit, à l heure actuelle, d entreprises publiques, l attention n est pas particulièrement portée sur la marge financière Coûts Unitaires Dynamiques La conception des Coûts Unitaires Dynamiques (CUD) a été introduite pour montrer comment calculer le niveau du tarif de transit uniquement sur la base de coûts variables sans référence aux coûts de l infrastructure. Les CUD (Euro/MW) sont calculés sur la base

37 des coûts variables du réseau horizontal (coûts d entretien, d exploitation et des services auxiliaires) par rapport à la puissance incrémentale Modèle de calcul du CMLT de transit Cadre général Pour le calcul du CMLT du transit, deux modèles ont été élaborés pour chacun des trois pays : modèle de base modèle varié Les modèles permettent le calcul du coût marginal à long terme (CMLT) de transit par le réseau 400 kv en Excel. La base de calcul est la valeur actuelle nette (VAN) des investissements et coûts variables nécessaires pour le réseau horizontal et des incréments de puissance sur le même réseau à l horizon Les CMLT ont été calculés par rapport au prix de capacité incrémentale (Euro/kW), de la capacité annualisée (Euro/kW), du prix unitaire dynamique (Euro/kW) et du prix d énergie (Euro/kWh). Estimation du CMLT pour l Algérie Pour le modèle de base de l Algérie, le coût marginal à long terme (CMLT) de la dorsale estouest 400 kv a été calculé à : 0.90 centimes/kwh Le CMLT a été calculé de la somme du tarif de la capacité annualisée de l ordre de 28 Euro/kW et des CUD de 17 Euro/kW, divisé par la valeur actuelle nette (VAN) de la demande incrémentale. Les CUD ont été calculés de la VAN des coûts variables (entretien, exploitation et services auxiliaires) par rapport à la VAN de la demande incrémentale. Le tarif de la capacité a été calculé à 306 Euro/kW du VAN du total de l investissement par rapport au VAN de la demande incrémentale. Le calcul des CMLT est récapitulé en Annexe 8. Estimation du CLMT pour l Algérie selon le modèle varié Pour le modèle varié de l Algérie, le coût marginal à long terme (CMLT) du réseau horizontal a été calculé en utilisant essentiellement les mêmes paramètres, mais en appliquant une approche modifiée. Au total des coûts à recouvrer annuellement par le GRT de millions d Euros et en tenant compte d une capacité de transport disponible de MW, le coût unitaire par kw est : Coût du capital = Frais d Exploitation = 37.1 / kw. 3.6 / kw Frais des Services Auxiliaires = 5.4 / kw. En prenant une durée d utilisation du réseau de 7000 heures, le coût de transport sur le réseau horizontal est évalué à 0.7 centimes/ kwh. Le calcul du modèle varié de CMLT pour l Algérie est récapitulé en Annexe 15.

38 Estimation du CMLT pour le Maroc Pour le Maroc, le coût marginal à long terme (CMLT) de la dorsale nord-est 400 kv avec interconnexion avec l Espagne a été calculé à : 0.49 centimes/kwh Le CMLT est la somme du tarif de la capacité annualisée de l ordre de 10 Euro/kW et des CUD de 14 Euro/kW, divisé par la valeur actuelle nette (VAN) de la demande incrémentale. Les CUD ont été calculés à 4.42 Euro/kW à partir de la VAN des coûts variables (entretien, exploitation et services auxiliaires) par rapport à la VAN de la demande incrémentale. Le tarif de la capacité a été calculé à 109 Euro/kW du VAN du total de l investissement par rapport au VAN de la demande incrémentale. Le calcul des CMLT est récapitulé en Annexe 10. Estimation du CLMT pour le Maroc selon le modèle varié Pour le modèle varié du Maroc, le coût marginal à long terme (CMLT) du réseau horizontal a été calculé en utilisant essentiellement les mêmes paramètres, mais en appliquant une approche légèrement modifiée. Selon le modèle varié, les CMLT du transit pour le Maroc ont été calculés de varier entre 0,524 à 0,943 centimes / kwh, selon la puissance transitée Coût marginal à long terme selon niveau de puissance transitée Puissance transitée (MW) Durée d utilisation (Nombre d heures/ an) Coût C /KWh Coût CMAD/KWh ,943 10, ,674 7, ,524 5,764 Le calcul du modèle varié de CMLT pour le Maroc est récapitulé en Annexe 17 Estimation du CMLT pour la Tunisie Pour la Tunisie, le coût marginal à long terme (CMLT) de l énergie de la dorsale frontière algérienne-italie a été calculé à : 0.15 centimes/kwh pour le réseau 400 kv 1.82 centimes/kwh pour le câble 1.96 centimes/kwh pour le réseau combiné Le CMLT correspond à la somme du tarif de la capacité annualisée et des CUD, divisé par la valeur actuelle nette (VAN) de la demande incrémentale. Les CUD ont été calculés à Euro/kW sur la base de la VAN des coûts variables (entretien, exploitation et services auxiliaires) par rapport à la VAN de la demande incrémentale. Le tarif de la capacité a été calculé à 690 Euro/kW du VAN du total de la VAN de l investissement par rapport au VAN de la demande incrémentale. Le calcul des CMLT pour la Tunisie est récapitulé en Annexe 8.

39 Estimation du CLMT pour la Tunisie selon le modèle varié Pour le modèle varié de la Tunisie, le coût marginal à long terme (CMLT) du réseau horizontal a été calculé en utilisant essentiellement les mêmes paramètres, mais en appliquant une approche modifiée. Selon le modèle varié, les CMLT du transit pour la Tunisie ont été calculés à : 0.12 centimes/kwh pour le réseau 400 kv 0.85 centimes/kwh pour le câble 0.97 centimes/kwh pour le réseau combiné Le calcul des CMLT du cas varié pour la Tunisie est récapitulé en Annexe 20 Conclusion Le niveau élevé des CMLT de transit tunisien est dû aux coûts importants de l interconnexion avec l Italie. Les tarifs plus élevés de l Algérie par rapport au Maroc sont dus à la plus grande longueur et à la complexité du réseau horizontal. Néanmoins, les CMLT des trois pays seront beaucoup plus élevés à l horizon 15 ans, considérant que les capacités de transit vont augmenter par plus de 50% dans les 15 années à venir, qui nécessitera des investissements importants sur toute la longueur des réseaux horizontaux. Par contre, l horizon court terme (5-6 ans) considère la duplication des capacités de transit, mais ne tient compte que de la partie de l investissement effectuée pendant cette période, sans tenir compte des investissements sur le réseau horizontal effectués auparavant. 2.5 PLAN DE MISE EN APPLICATION DU SYSTÈME DE TARIFICATION DE TRANSIT Objectifs La mise en œuvre d un système efficace de tarification de transit pour les interconnexions maghrébines a le double objectif de signaler aux opérateurs de marchés la nécessité, non seulement de compenser les coûts réels de transit sur le réseau horizontal, mais aussi et surtout d accumuler suffisamment de capital pour financer la modernisation et l expansion des interconnexions du futur dans un contexte d intégration progressive du marché de l électricité maghrébin, de renforcement de la coopération avec l Afrique et le Moyen Orient et d harmonisation avec le marché intérieur de l UE. L objectif est d arriver à un accord sur un plan d action détaillant le chemin critique pour atteindre cet objectif Phases La mise en application du système de tarification de transit proposée devrait se faire en cinq phases successives : accord sur les principes de tarification de transit accord sur les méthodologies de tarification de transit intégration des principes de tarification dans la législation nationale des trois pays intégration des méthodologies de tarification dans la réglementation nationale des trois pays

40 accord sur le calcul des paramètres mise en application du système Il est proposé que les trois pays puissent arriver à un accord commun sur les principes et méthodologies de tarification. Au centre de l accord se trouverait le principe de couverture de l ensemble des coûts réels mais aussi des coûts incrémentaux (marginaux) à moyen et longterme. Il est proposé que l accord sur les principes puisse se référer aux Directives Européennes concernant les échanges transfrontaliers en électricité. De la même manière, il est proposé que les trois pays arrivent à un accord commun concernant la méthodologie de coûts marginaux à long terme (CMLT) et le système de compensation pour les transits. Le modèle pour la méthodologie CMLT serait fortement inspiré de la réglementation européenne. Pour la méthodologie de compensation, le système Cross Border Tariff (CBT) d ETSO constituerait un bon modèle le cas échéant. L intégration des principes et méthodologies de tarification des transits dans le cadre législatif et réglementaire des trois pays, c est à dire la législation primaire (e.g. lois d électricité), la législation secondaire et les cahiers de charge, informera les acteurs des marchés de la transparence des procédures et l intérêt des gouvernements respectifs des trois pays de poursuivre sur la route de l intégration régionale, l harmonisation avec les systèmes européens et de la coopération intensifiée avec les systèmes du Moyen Orient et de l Afrique. L expérience européenne a montré que les délais concernant la mise en application du système de CMLT et CBT sont principalement dus aux désaccords concernant le calcul des paramètres, e.g. flux de transit et composants des coûts. Pour cette raison, il serait opportun pour les trois pays qu ils arrivent à un accord commun sur le calcul des paramètres CMLT et CBT, tenant ainsi compte de l expérience acquise pendant la mise en application du système proposé Plan d action Le Plan d Action ci-dessous récapitule les différentes phases d introduction d un système de tarification de transit commun au Maghreb et son harmonisation avec le système européen. Le Plan d Action proposé est réparti en trois temps tenant compte des délais requis par les processus d élaboration et d aboutissement des textes législatifs et réglementaires qui ne sont pas nécessairement identiques pour les trois pays. Plan d action pour la tarification de transit Activités CT ( ) MT( ) LT( ) Accord sur les principes de tarification Accord sur les méthodologies de transit Intégration des principes dans la législation Intégration des méthodologies dans la réglementation Accord sur le calcul des paramètres Mise en application du système proposé

41 3 ALLOCATION DES CAPACITÉS D INTERCONNEXION ET GESTION DES CONGESTIONS 3.1 CONTEXTE GÉNÉRAL Suite à la libéralisation des marchés de l électricité, et plus particulièrement au développement du marché intérieur de l Union Européenne, il est maintenant possible d importer ou exporter de l électricité soit par contrat direct entre producteur et consommateur soit par vente/achat aux enchères. Afin d éviter des situations où la demande excède la capacité des réseaux transfrontaliers, différentes méthodes d allocation des capacités et de gestion des congestions ont été développées. Alors qu aux États Unis, des méthodes centralisées ont été favorisées, l Europe a préféré adopter des méthodes décentralisées, comme par exemple les enchères explicites. La situation actuelle du marché mondial de l électricité permet d avancer qu il n y a pas de solution optimale, et que l application de méthodes particulières dépend essentiellement des besoins des marchés et des capacités/figurations des réseaux concernés Définitions La notion de congestion fait référence à une situation de contrainte dans laquelle une ligne de transport arrive à la limite de sa capacité et ne peut accueillir un transit supplémentaire sans mettre en danger le fonctionnement global du système. Dans la mesure où cette contrainte est temporaire, le gestionnaire du réseau utilise les caractéristiques techniques propres au fonctionnement du système électrique pour lever la contrainte, à savoir: la modification du plan de production, l adaptation des réglages pour limiter le transit sur les ouvrages saturés ou l affectation des capacités disponibles selon des règles préétablies. Par contre, si la congestion est permanente il est fait appel à des solutions de long terme qui portent toutes sur des renforcements du réseau, c est-à-dire des investissements dans de nouvelles capacités (lignes, transformateurs ou moyens de production dans la région en déficit). Dans le cadre d un marché ouvert appliquant les règles de l Accès des Tiers au Réseau (ATR), de nouveaux mécanismes de gestion des congestions ont été mis en place en vue de mieux satisfaire les demandes d attribution de capacités de transport. Les solutions mises en œuvre traitent des congestions à court terme selon les lois du marché avec objectif de donner des signaux incitatifs aux investisseurs. Les méthodes appliquées ont un point de départ commun qui est la détermination de la capacité de transit devant être réservée aux échanges transfrontaliers. Cette capacité est définie par des calculs de simulation et doit être compatible avec les normes de sécurité d exploitation. Deux notions de capacité de transit ont été proposées : la capacité totale de transport (TTC : Total Transfert Capacity) la capacité nette de transport (NTC : Net Transfert Capacity). La différence entre ces deux notions réside dans la marge de sécurité servant à parer à des événements qui pourraient perturber le fonctionnement du système. Dans les faits, c est la capacité nette de transport (NTC) qui est prise comme

42 référence pour fixer le niveau de transit devant être autorisé sur les liaisons internationales Règlement de l Union Européenne Contexte juridique Le principal texte juridique pour le règlement de la gestion des congestions au niveau des échanges transfrontaliers du marché intérieur européen d électricité, est la Directive 2003/54/EC du Parlement Européen et du Conseil du 26 juin 2003 qui regroupe les règles communes pour le marché intérieur de l électricité. La Directive précise en son article 6 les principes de la gestion des congestions, notamment que : 1. les problèmes de congestion du réseau sont traités par des solutions non discriminatoires, basées sur le marché et qui donnent des signaux économiques efficaces aux opérateurs du marché et aux gestionnaires de réseaux de transport concernés. 2. les procédures de restriction des transactions ne sont utilisées que dans des situations d'urgence où le gestionnaire de réseau de transport doit agir de façon expéditive et où le rappel ou les échanges de contrepartie ne sont pas possibles. Toute procédure de ce type est appliquée de manière non discriminatoire. 3. la capacité maximale des interconnexions et/ou des réseaux de transport ayant une incidence sur les flux transfrontaliers est mise à la disposition des opérateurs du marché, dans le respect des normes de sécurité de l'exploitation sûre du réseau. 4. les opérateurs du marché préviennent les gestionnaires de réseaux de transport concernés, suffisamment longtemps avant le début de la période d'activité visée, de leur intention d'utiliser ou non la capacité attribuée. Toute capacité attribuée non utilisée est réattribuée au marché selon une procédure ouverte, transparente et non discriminatoire. 5. dans la mesure où c'est techniquement possible, les gestionnaires de réseaux de transport compensent les demandes de capacité de tout flux d'énergie dans la direction opposée sur la ligne d'interconnexion encombrée afin d'utiliser cette ligne à sa capacité maximale. 6. toute recette résultant de l'attribution d'interconnexions est utilisée pour un ou plusieurs des buts suivants: garantie de la disponibilité réelle de la capacité attribuée; investissements de réseau pour maintenir ou accroître les capacités d'interconnexion; comme une recette que les autorités de régulation doivent prendre en considération lors de l'approbation de la méthode de calcul des tarifs des réseaux et/ou pour évaluer si les tarifs doivent être modifiés. En plus, la Directive précise en annexe les principes régissant les méthodes de gestion de la congestion, notamment que 1. les problèmes de congestion du réseau sont de préférence résolus par des méthodes indépendantes des transactions, c'est-à-dire des méthodes qui n'impliquent pas une sélection entre les contrats des différents opérateurs du marché. 2. le redéploiement (redispatching) coordonné transfrontalier de la production ou les échanges de contrepartie peuvent être utilisés conjointement par les GRT concernés. 3. les avantages possibles d'une combinaison de la scission du marché (market splitting), ou d'autres mécanismes basés sur le marché, pour résoudre les problèmes de

43 congestion «permanente» et des échanges de contrepartie pour faire face à la congestion temporaire sont immédiatement explorés comme une approche plus permanente de la gestion Dans la même annexe la Directive donne des orientations pour les ventes aux enchères explicites Mécanismes d allocation des capacités de transport nettes (CTN) Définitions La capacité de transport nette (CTC) est allouée en déduisant la capacité à la disposition du marché par la capacité déjà allouée (ex. par enchère mensuelle) et en déduisant une marge de sécurité de la capacité installée selon le schéma suivant : Capacité installée (TTC) - Marge de sécurité (TRM) Capacité à la disposition du marché (NTC) - Capacité déjà allouée (AAC) Capacité de transport nette (CTC) Méthodes d allocation des capacités de transport nettes Différentes méthodes d allocation des capacités sont appliquées en fonction des besoins du marché et en tenant compte de la complexité de la structure des réseaux. Les méthodes proposées se basent essentiellement sur les travaux d ETSO publiés sur le site En fait, l allocation des capacités de transport nettes se fait par deux genres de méthodes : méthodes administrées méthodes coordonnées Jusqu en 2004, la gestion des capacités de transport nettes (CNT) entre les pays de l Europe reposait sur des mécanismes administrés : listes de priorité mécanismes de prorata restriction d accès aux réseaux L allocation de capacités CTN par des méthodes coordonnées se fait dans un contexte court-terme et long-terme. En fait, les méthodes administrées, particulièrement celles sur les restrictions d accès aux réseaux, listes de priorités et systèmes pro-rata, sont envisageables dans un contexte court terme mais aussi dans le contexte de contrats long-terme. De la même manière, les mécanismes de marché coordonné sont applicables dans un contexte court et long-terme, particulièrement : Enchères implicites Enchères explicites

44 Les principaux méthodes de ventes long-terme aux enchères et par contrat sont : Enchères explicits de capacités physiques Contrats financiers Enchères d options financières de capacités de transmission Le fonctionnement du système de vente de capacités de transmission aux enchères est illustré par le schéma ci-dessous. Selon le schéma, la capacité demandée excède la capacité disponible pour enchère et seulement une partie de l offre est satisfaite par enchère. Source : Elia-séminaire à Tunis, Tarification des réseaux HT, Évolution des systèmes d allocation des capacités de transport Ces systèmes de gestion des congestions étaient issus de l époque pendant laquelle les interconnexions étaient utilisées, en plus de leur rôle dans la sécurité des réseaux, essentiellement pour exporter l électricité dans le cadre de contrats de long terme. Dans la perspective de l établissement du marché européen de l électricité, ces mécanismes administrés ont depuis évolués pour permettre aux opérateurs européens de s échanger de l électricité sur la base de contrats plus souples permettant à la concurrence de s exercer entre un plus grand nombre d acteurs, c est à dire, des mécanismes de marché coordonné. La figure ci-dessous récapitule l évolution des mécanismes d allocation de capacités d interconnexions entre la France et ses voisins.

45 Source : Rapport de CRE sur la gestion et l utilisation des interconnexions électriques en Critères de Florence Les mécanismes d allocation des CTN ont évalués sur la base des critères de Florence, établis dans le cadre d une série de conférences associant sur le thème principal de la gestion des congestions. En fait, la Commission Européenne a mis sur pied le Forum de Florence pour le suivi et l amélioration du fonctionnement du marché de l électricité. Ce Forum est une réunion qui se tient deux fois l an en vue de débattre des voies et moyens pour soutenir le développement du marché interne de l électricité. Il réunit les autorités nationales de régulation, des représentants de la Commission Européenne, les exploitants de réseaux de transport, des négociants et des consommateurs d électricité, les utilisateurs de réseaux et les gestionnaires de bourses de l électricité. En collaboration avec l association des gestionnaires des réseaux de transport ETSO, il se consacre pour l essentiel au commerce transfrontalier de l électricité et à la gestion des congestions qui en découlent, en vue de dégager des règles communes pour l attribution des capacités disponibles sur les interconnexions. Les critères de Florence constituent la base des cahiers de charge que les mécanismes d allocation doivent satisfaire. Ces critères englobent : non-discrimination transparence compatibilité avec les contrats existants efficacité économique faisabilité de mise en œuvre

46 Processus d allocation des capacités de transport nettes Les CTN sont d abord calculés dans une direction et ensuite dans la direction opposée en tenant compte des marges de sécurité pour le temps réel. Les CTN sont influencées par les programmes de production, les saisons et les loopflows, c est à dire des flux d électricité non-identifiés. La capacité mise à la disposition du marché est la capacité disponible moins la marge de sécurité. La capacité immédiatement disponible est la capacité mise à disposition moins la capacité déjà allouée, par exemple via des enchères annuelles ou mensuelles. Le graphique ci-dessous récapitule le mode de calcul des capacités de transmission transfrontalières disponibles. Source : Elia-séminaire à Tunis, Tarification des réseaux HT, 2008 Pour déduire la capacité nette de transport (NTC), l opérateur du système fixe une marge de sécurité pour tenir compte des aléas de l exploitation. On prendra par exemple comme réserve une partie de la capacité disponible en 220 kv. Il restera pour les échanges transfrontaliers les capacités du réseau 400 kv, soit 250 MW entre l Algérie et la Tunisie, 800 MW dans le sens Algérie - Maroc et 450 MW dans le sens Maroc - Algérie. Dans la situation actuelle, les échanges commerciaux de l électricité entre les trois pays se font dans le cadre d accords bilatéraux à l horizon long-terme avec des bilans équilibrés en fin d exercice.

47 Capacités de transport d électricité nettes au Maghreb Les réseaux de transport d électricité du Maghreb sont interconnectés par des lignes 220 kv et 400 kv. Les capacités totales de transport (NTC) sont récapitulées ci-dessous: Liaisons Capacités de transit (MW) Capacité Totale (MW) En 220 kv En 400 kv Algérie - Maroc Maroc - Algérie Algérie - Tunisie Tunisie - Algérie MÉTHODES DE GESTION DES CONGESTIONS Liste de priorités La règle de priorité peut s applique pour des échanges sur un marché déjà organisé. Selon la méthode liste de priorités ou classement selon les offres commerciales, la capacité est attribuée dans l ordre d une liste de priorité sur la base «premier arrivé-premier servi», les premiers utilisateurs de la liste se voyant attribuer la quantité qu ils ont demandée jusqu à l épuisement de la capacité disponible. Pour les ventes au marché, la priorité la plus haute est donnée pour le prix le plus bas, Pour les achats, la priorité la plus haute est donnée au prix le plus élevé. La liste est en général initialisée à partir de la date d enregistrement de la demande de la capacité. Elle évolue ensuite compte tenu de l utilisation effective de la capacité des titulaires. Cette pratique donne des motivations économiques fortes à des acteurs efficaces du marché et peut être une étape pour la mise en place d un mécanisme de vente aux enchères Pro rata Dans le système prorata il n y a pas de priorités. Toutes les demandes sont acceptées. Quand la demande dépasse la capacité disponible, le GRT applique le principe de limitation selon la formule : capacité disponible (NTC) / capacité totale demandée. La méthode est simple à appliquer mais elle ne fournit aucun signal économique. Chaque demande pouvant être automatiquement limitée selon un pourcentage donné, les opérateurs ne sont pas motivés pour s impliquer dans la réduction de la congestion. Par ailleurs, l absence d un mécanisme de régulation peut mener à des demandes surévaluées comme il peut avantager des transactions bilatérales en ayant recourt à des mesures protectionnistes. La mise en application du système prorata est illustrée en Annexe Redéploiement coordonné Dans certains cas, le redéploiement (redispatching) coordonné de la production, synonyme des échanges de contrepartie, est un mécanisme efficace de gestion des congestions. Cette méthode implique une action coordonnée de plusieurs GRT qui cherchent à réduire des congestions sur les interconnexions et s articule en accroissant la puissance produite dans une zone ou un pays fortement importateur et en la diminuant simultanément dans une autre zone ou pays fortement exportateur. Dans certains cas ils peuvent aller jusqu à arrêter une

48 centrale à faible coût en amont et démarrer une production à coût élevé en aval. Normalement les centrales sollicitées ont signé des contrats de disponibilité en cas de situation difficile. Pour les utilisateurs du réseau, le redéploiement coordonné permet d autoriser plus de transactions que le réseau ne le permettrait normalement. ETSO, parmi d autres, a proposé un système de redéploiement coordonné, qui utilise des coefficients de flux de charge (load flow) comme base d allocation de capacités de transport. Dans ce contexte, il est proposé de consulter «ETSO, Evaluation of congestion management methods for cross-border transmission», publié sur le site d ETSO. Le système proposé par ETSO reflète mieux la réalité physique des flux sur les interconnexions, y compris les flux d électricité non-identifiés (loopflows), par comparaison aux systèmes actuellement en vigueur de contrats directionnels qui donnent priorités aux flux commerciaux en négligeant les flux physiques. Le système amélioré de redéploiement coordonné permettrait de minimiser les congestions sur les interconnexions de manière permanente. Selon ETSO, le redéploiement coordonné, basé sur load flow physiques, est la meilleure méthode de gestion des congestions en temps réel. La mise en application du système de redéploiement coordonné est illustrée par un exemple donné en Annexe Ventes aux enchères explicites La pratique de la vente aux enchères explicites est un mécanisme qui exige un marché assez bien développé avec un nombre minimal d acteurs en compétition pour l acquisition des capacités de transit. Le processus débute avec la publication de la capacité nette de transport (NTC) par le GRT. Les utilisateurs remettent des offres pour chaque direction (import/export) avec une spécification du volume demandé et prix maximal qu ils sont prêts à payer. Les ventes aux enchères explicites sont organisées selon les besoins des marchés, et chacune des ventes attribue une fraction prescrite de la capacité disponible plus toute la capacité restante qui n'a pas été attribuée lors des ventes précédentes. Dans un premier cas, les offres retenues sont réglées au prix indiqué par l offreur. Dans un second cas, les offres sont réglées au prix de l offre la plus basse. Une revente de capacité est possible de l annuel vers le mensuel ou le journalier et du mensuel vers le journalier Selon le principe premier arrivé - premier servi, la première réservation faite pour une période donnée de temps a la priorité sur les réservations suivantes. Une fois que la capacité maximale de transit est atteinte, les demandes ne sont plus acceptées par le GRT. Ensuite chaque réservation doit être confirmée au moins le jour (j-1) pour être validée. Tout changement doit être notifié au GRT et des pénalités pourraient être payées pour des changements de dernière minute. Cette pratique est utilisée notamment pour le commerce bilatéral. La règle a l avantage de permettre au GRT d avoir une connaissance précise du volume d échanges et de mieux évaluer la sécurité du réseau car les participants ont intérêt à anticiper leurs opérations en faisant des prévisions au moins sur une année. Par contre, elle laisse très peut de possibilités pour des échanges au jour le jour car les capacités restent bloquées sur le long terme ce qui va à l encontre des objectifs d un marché ouvert de l électricité. Pour atténuer cet inconvénient, certains GRT réservent une partie de la capacité disponible pour le commerce de court terme et appliquent le principe «use it or lose it». En fait, selon ce principe, la capacité non utilisée est mise à disposition du journalier gratuitement. Les flux d'énergie dans les deux directions sur les lignes d'interconnexion encombrées sont compensés afin de maximiser la capacité de transport dans la direction de la congestion. Des signaux de prix directionnels sont envoyés aux opérateurs du marché, et les transports dans la direction opposée au flux d'énergie dominant diminuent la congestion et aboutissent donc à une capacité de transport supplémentaire sur la ligne d'interconnexion encombrée. Pour ne pas risquer de créer ou d'aggraver les problèmes relatifs à une position dominante

49 d'un opérateur du marché, la quantité de capacité qui peut être achetée ou utilisée par tout acteur individuel du marché est plafonnée. La méthode d enchères explicites est économiquement efficace parce qu elle permet de cerner les besoins réels du marché par rapport à la disponibilité des interconnexions et de fixer la valeur de la capacité en fonction de l offre et de la demande. La mise en application du système d enchères explicites est illustrée par un exemple donné en Annexe Ventes aux enchères implicites Couplage des marchés Traditionnellement, les échanges transfrontaliers au niveau des pays membres de l UE étaient organisés sur la base des marchés nationaux. Plus récemment, les marchés européens sont de plus en plus couplés pour faciliter l utilisation plus efficace des capacités de transmission principalement par optimisation des échanges d information sur les flux d électricité agrégés. Comme indiqué dans l exemple ci-dessous, le prix du marché A isolé est plus bas par rapport au marché B isolé. Dans le contexte de couplage des marchés, l électricité est exportée du marché A au marché B. Par conséquent, le prix du marché B baisse jusqu au point de convergence avec le prix du marché B. Source : Elia-séminaire à Tunis, Tarification des réseaux HT, Scission des marchés (market splitting) Pour appliquer l méthode scission du marché à un ensemble de réseaux interconnectés, l existence d une structure de marché commun entre les pays et une coordination étroite entre les GRT à l image est nécessaire comme dans les pays du nord de l Europe. En fait, cette méthode est plus efficace que le couplage des marchés du fait de la prise en compte des changements de prix plus en détail. Schématiquement, les utilisateurs de réseau soumettent heure par heure des offres de ventre (injections) ou d'achat (prélèvements) d'énergie en précisant la zone de prix où l'injection/prélèvement doit avoir lieu le volume souhaité (puissance en MW), le prix minimum pour les offres de vente et le prix maximum pour les offres d'achat

50 Tenant compte de l'ensemble des offres ayant été soumises, l opérateur de marché fait des calculs de simulation en tenant compte des flux physiques réels pour identifier les goulots d étranglement. Si aucune contrainte est relevée, les prix restent inchangés et les transactions peuvent être engagées. Par contre, dès qu une congestion est localisée, le marché est distingué en secteurs géographiques reliés par des lignes saturées. Le plan de production sera alors modifié pour diminuer les transits en faisant appel aux centrales situées en aval mais ayant des coûts plus élevés. Ceci fera apparaitre un nouveau prix en aval de la congestion du fait de la limitation des offres moins onéreuses. Les consommateurs en aval d'une congestion payeront un prix plus élevé alors que les producteurs en amont d'une congestion seront rémunérés au prix marginal établi dans leur zone. Le coût de la congestion est la différence des prix entre le secteur aval et le secteur amont. Le processus de scission des marchés engendre un surplus financier lié aux différences entre prix régionaux et capacités d'échange entre zones fixées préalablement. L'utilisation de ce surplus peut être gérée de différentes façons (restitution aux utilisateurs, attribution aux gestionnaires de réseau pour couvrir leurs charges de dispatching et développer le réseau, etc.). En fait, le concept de scission de marché peut être efficace tant que les opérateurs disposent d informations préalables sur la probabilité de congestion entre deux ou plusieurs secteurs. La production d un coût marginal plus bas par rapport au prix du marché restera compétitive tandis que les autres devront s'arrêter. La mise en application du système de market splitting est illustrée par un exemple donné en Annexe Allocation implicite par prix nodaux (nodal pricing) La méthode des prix nodaux implique la mise en œuvre d un programme classique dit d Optimal Power Flow, permettant de déterminer les injections, soutirages, prix marginal (clearing price) et valeur marginale (Euro/MW) de la capacité physique de transport pour chaque nœud et ouvrage du réseau. Dans un modèle de marché où le rôle d opérateur du système et d opérateur de marché sont confondus, l organisation du transport d électricité d un nœud à un autre se fait au moment du fixing. En l absence de congestions, le prix marginal est uniforme sur l ensemble des nœuds du système et égal au prix marginal (clearing price) du marché spot. Un acteur, qui souhaite transporter de l énergie d un nœud à un autre, doit simplement vendre au premier nœud puis acheter au deuxième. En l absence de congestions, cette opération est gratuite. En cas de congestions, le coût du transport de l énergie d un nœud à un autre représente le prix de la valeur que le marché accorde au transfert d électricité entre les deux nœuds. Cela revient à dire qu il est dans l intérêt de l opérateur de diminuer le transport pour revenir au règlement gratuit et de cette manière contribuer à la réduction de la congestion. Comme le market splitting, le règlement (clearing) dégage un surplus financier, qui peut être affecté à diverses fonctions Méthodes appliquées au sein de l UE Revue globale Le système d enchères implicites, c est à dire couplage des marchés et scission des marchés (market splitting) est la méthode principale de gestion des congestions entre les pays scandinaves et entre le Danemark et l Allemagne. L Italie applique des méthodes combinées d enchères implicites, enchères explicites et prorata pour ses échanges transfrontaliers.

51 Par contre, les enchères explicites sont la méthode principale de gestion des congestions entre la plupart des autres pays de l Europe. La Suisse, la Norvège et le Maroc ne faisant pas partie de l Union Européenne, d autres règles sont appliquées concernant leurs échanges avec les pays membres de l UE. Pour l interconnexion Maroc-Espagne, le Maroc accepte implicitement les méthodes de gestion des congestions appliquées par l Espagne sur ses autres interconnexions transfrontalières, c est à dire une combinaison de système prorata pour les transactions long-terme et ventes aux enchères explicites pour les transactions court-terme. Le système liste de priorités est appliqué à quelques échanges sélectifs Franco-suisse mais est, par ailleurs, rarement appliqué. Le graphique ci-après récapitule les principales méthodes de gestion des congestions entre les différents pays de l Europe. Source: ETSO, an Overview of Current Cross-Border Congestion Management Methods in Europe Exemple : Évolution des systèmes de gestion des congestions sur les interconnexions entre la France et ses voisins Située au centre de l Europe, la France est reliée à ses pays voisins par 46 lignes d interconnexion. Cette situation fait de RTE un acteur essentiel de la construction du marché européen de l électricité. Les interconnexions sont récapitulées sur la carte cidessous.

52 Source: Site RTE Les mécanismes d allocation des capacités aux acteurs du marché permettent de gérer la «rareté» des capacités disponibles tout en garantissant la sécurité du système électrique européen et la sécurité d approvisionnement. Conformément au Règlement Européen, RTE alloue désormais les capacités d interconnexion disponibles par des mécanismes d enchères sur toutes ses frontières. Ces modalités d allocation permettent en effet de répondre aux demandes d utilisation des capacités de manière transparente et non discriminatoire. Depuis 2001, ses systèmes de gestion des congestions sur les interconnexions entre la France et ses voisins ont évoluées en trois directions : Ventes aux enchères explicites (intra journalières) avec la Grande Bretagne depuis 2001 Ventes aux enchères explicites annuelles, mensuelles et journalières (de la veille pour le lendemain day ahead) avec les autres voisins depuis 2006 Sauf avec la Suisse, les contrats long terme n ont plus de priorité d accès aux réseaux depuis 2006 Couplage des marchés français, belge et néerlandais depuis 2006 En fait, à partir de 2001, RTE commença à mettre aux enchères les capacités de la liaison sous-marine entre la France et la Grande Bretagne, IFA En 2005, RTE a mené d intenses négociations avec les GRT des pays voisins pour développer la vente aux enchères des capacités d interconnexions, solution transparente et non discriminatoire pour attribuer ces disponibilités aux opérateurs prévue dans la Directive Européenne de Ces systèmes sont en place depuis le 1er janvier 2006 sur chacune des frontières, généralisant ainsi le système qui existait déjà avec l Angleterre.

53 Conformément aux règles approuvées par la Commission de Régulation de l Énergie, les sessions d enchères portant sur des produits annuels, mensuels et journaliers se déroulent de la façon suivante : préalablement à chaque session d enchères, RTE publie sur son site web la spécification d enchères, qui indique le produit mis en vente (par exemple une bande de capacité annuelle de 1300 MW par lots de 1 MW) ; le jour de l enchère, la session se déroule sur une durée d environ une heure pendant laquelle les offreurs peuvent proposer le volume de capacité qu ils souhaitent acquérir, ainsi que le prix d achat proposé. A l issue de la session, les offres les plus chères sont retenues par ordre décroissant ; le prix de règlement est le prix de l offre la moins chère retenue. Sur décision de la CRE, depuis le 1er janvier 2006, les contrats «historiques» à long terme avec les autres pays de l UE n ont plus une priorité d accès aux interconnexions. Préconisée par l association ETSO (NTSO) des gestionnaires des réseaux de transport européens, la gestion des congestions par le couplage des marchés spot français, belge et hollandais, est opérationnelle depuis le 21 novembre Ce couplage a nécessité la création en 2005 de Belpex, la bourse belge de l électricité, dont les actionnaires sont les trois GRT concernés (Elia, Tennet et RTE), ainsi que Powernext et son homologue néerlandais, APX. Par le couplage trilatéral des marchés journaliers, les gestionnaires de réseau de transport RTE, Elia et Tennet améliorent la gestion des capacités en permettant l allocation simultanée de la capacité et de l énergie. Les gestionnaires de réseau de transport restent responsables de l allocation de la capacité d interconnexion et garantissent les transactions transfrontalières, continuant ainsi de veiller à la sécurité des systèmes électriques. Les recettes obtenues et versées dans un fonds spécifique sont utilisées en fonction de trois objectifs définis par le règlement européen : garantir les capacités d échanges mis aux enchères malgré les aléas, renforcer les interconnexions, et baisser le tarif d accès au réseau de transport si les recettes ne peuvent être totalement employées par les deux autres objectifs. La carte ci-dessous établit la synthèse des mécanismes d'allocation de capacité de RTE avec les GRT voisins. Les détails des règles d allocation sont disponibles sur le site web de RTE. Référence: Site RTE

54 3.2.8 L interconnexion électrique Maroc-Espagne Les échanges sur l interconnexion Maroc-Espagne ont évoluées en deux directions : Contrats à long terme entre gestionnaires des réseaux et avec producteurs espagnols depuis 1998 Enchères explicites sur la bourse espagnole depuis 2003 La mise en service de la 1ère interconnexion entre le Maroc et l Espagne est intervenue en août L exploitation commerciale a débuté en mai 1998 avec un contrat de 90 MW avec Red Electrica de Espana (REE). L importation d électricité de l Espagne au Maroc a représenté près de 14% de la demande en 1999 ; elle a chuté à 4 % en 2005 pour remonter durant les deux dernières années à 15,5 % en 2007 et 18% environ en L interconnexion comporte quatre câbles sous-marins d'énergie, prolongés par câbles souterrains aux extrémités, de deux câbles sous-marins de télécommunication et deux stations terminales de câbles situées à FARDIOUA au Maroc et à TARIFA en Espagne. A l'aide de l interconnexion, la puissance maximale de transit pouvant être véhiculée est actuellement de 700 Mégawatts et pourrait même atteindre 900 Mégawatts en régime de surcharge, pendant une durée de 20 minutes. Les échanges d'énergie électrique entre l'one et les opérateurs espagnols ont été régis par un ensemble de conventions et contrats dont l essentiel est rappelé ci-après: Un contrat de fourniture d'énergie électrique signé en mars 1994 entre l'office National de l'électricité et la Société espagnole RED ELECTRICA SA (REE), société responsable de l'exploitation Unifiée du Système Électrique Espagnol et son avenant signé en mai 1998, prévoyant une importation maximale de 2950 GWH de mai 1998 à décembre La puissance maximale garantie que REE s'engageait à tenir à la disposition de l'one est de 90 MW. Des conventions conclues directement avec des producteurs espagnols Une convention de coopération conclue en février 1998 prévoyant, entre autres, l'étude et la réalisation de la centrale à cycle combiné de Tahaddart ainsi que la collaboration commune pour mettre à profit les interconnexions entre le Maroc et l'espagne, et notamment la mise en place de contrats d'échange d'énergie et de puissance à court et moyen termes à travers l'interconnexion électrique. Dans ce cadre, plusieurs contrats d'échanges d'énergie électrique furent conclus: - Un contrat pour la fourniture d'une puissance maximale de 200 MW pour une durée de 3 mois (septembre, octobre, novembre 98) ; - Un contrat pour la fourniture d'une puissance maximale de 200 MW également pour une durée de 3 mois (mai, juin, juillet 99). - Un contrat pour la fourniture d'une puissance maximale de 260 MW pour une durée de 3 mois (août, septembre, octobre 99). Une convention de coopération conclue en janvier 2000, pour une année ayant pour objet l'établissement des conditions techniques et commerciales en vertu desquelles doivent être effectuées les fournitures d'énergie électrique par ENDESA à l'one. Des contrats spécifiques de mise en œuvre furent établis au fur et à mesure, notamment: - Un contrat pour la fourniture d'une puissance maximale de 260 MW pour une durée de 3 mois (février, mars, avril 2000) ; - Un contrat pour la fourniture d'une puissance maximale de 210 MW (15 septembre au 31décembre 2000) ;

55 - Un contrat pour la fourniture d'une puissance maximale de 100 MW pour une durée de 3 mois (janvier, février, mars 2001). UNION FENOSA: - Un contrat conclu en octobre 1999 pour la fourniture d'une puissance maximale de 260 MW pour une durée de 3 mois (novembre - décembre, 99, janvier 2000) ; - Un contrat conclu en avril 2000 pour la fourniture d'une puissance maximale de 100 MW pour une durée de 3 mois (mai, juin, juillet 2000) ; - Un contrat conclu en janvier 2001pour la fourniture d'une puissance maximale de 100 MW pour une durée de 3 mois (janvier, février, mars 2001) ; - Un contrat conclu en avril 2001pour la fourniture d'une puissance maximale de 160 MW pour une durée de 3 mois (avril, mai, juin 2001). IBERDROLA: Une convention de coopération conclue en janvier 2000, pour une année ayant pour objet l'établissement des conditions techniques et commerciales dans lesquelles doivent être effectuées les fournitures d'énergie électriques par IBERDROLA à l'one. Des contrats spécifiques de mise en œuvre furent établis au fur et à mesure, notamment: - Un contrat en janvier 2000 pour la fourniture d'une puissance maximale de 160 MW pour une durée de 3 mois (février, mars, avril 2000) ; - Un contrat en avril 2000 pour la fourniture d'une puissance maximale de 160 MW pour une durée de 3 mois (mai, juin, juillet 2000) ; - Un contrat en janvier2001pour la fourniture d'une puissance maximale de 100 MW pour une durée de 3 mois (janvier, février, mars 2001) ; - Un contrat en avril 2001pour la fourniture d'une puissance maximale de 260 MW pour une durée de 3 mois (avril, mai, juin 2001). Si durant les six premières années, l ONE importait l électricité par le biais de négociations directes de contrats d importation, depuis 2003, les achats et les ventes d énergie sont effectués sur la bourse espagnole. En fait, les transactions par enchères explicites ont rapidement évoluées mais se heurtaient à des limites d ordre sécuritaires au niveau des réseaux marocain et espagnol: la puissance de transit en régime permanent ne se devait pas dépasser 400 MW. En fait, l extension de la capacité de l interconnexion Maroc- Espagne, par la pose de nouveaux câbles sous-marins et le renforcement du réseau a été rendue nécessaire pour favoriser l augmentation de la capacité de transit. La mise en service de la 2ème interconnexion intervenue en 2006 a permis alors d élever la capacité d échanges à 700 MW, et cette capacité sera étendue progressivement à 1400 MW pour atteindre, lorsque les conditions technico-économiques le permettent, à MW Évaluation des différentes méthodes d allocation de capacités et gestion des congestions Les méthodes de ventes aux enchères (explicites et implicites) et prorata sont conforment aux critères de transparence et non-discrimination, établis par la conférence de Florence, ce qui n est pas le cas pour la méthode des listes de priorités. Toutes les méthodes sont plus ou moins compatibles avec les contrats et règles des marchés existants. Les ventes aux enchères dans leurs variations coordonnées sont économiquement efficaces, ce qui ne s applique pas aux systèmes prorata et listes de priorités. Par contre, les systèmes de ventes aux enchères sont difficiles à mettre en œuvre á cause de leur complexité, contrairement aux systèmes prorata et listes de priorités.

56 Les mécanismes actuels en Europe sont en train d évoluer vers un mécanisme de marché coordonné, transparent, non discriminatoire, compatible avec les contrats en cours et efficace économiquement en vue des signaux de prix à l égard des contraintes de capacité. Deux voies alternatives ont fait l'objet d'une attention particulière durant ces trois dernières années : d'une part l'enchère Coordonnée, qui attribue des droits physiques répartis sur les lignes congestionnées, et d'autre part la technique dite du marché Market Splitting, qui est une forme d'enchère implicite pratiquée par Nordel en Scandinavie. ETSO a proposé, dans le document «ETSO Vision on cross-border congestion management», des voies pour faire converger les systèmes favorisés d enchères explicites et scission des marchés (market splitting) et de gestion curative des congestions par la méthode de redéploiement (redispatching) dans un schéma commun coordonné. 3.3 CONCEPTION ET PHASES D EXÉCUTION POUR L INTRODUCTION D UN SYSTÈME COORDONNÉ DE GESTION DES CONGESTIONS SUR LES INTERCONNEXIONS MAGHRÉBINES Objectifs La mise en œuvre d un système efficace d allocation des capacités de transport d électricité et de gestion des congestions sur les interconnexions maghrébines a le double objectif d optimiser l utilisation des interconnexions et d assurer l accès au réseau THT d un plus grand nombre de participants de marché sur une base de non-discrimination, tout en permettant la coexistence des structures de marchés d électricité au niveau des pays maghrébins. La conception proposée est basée sur l hypothèse d une volonté politique au plan gouvernemental des pays maghrébins d établir un marché commun en électricité. L objectif court terme est d arriver à un consensus concernant la gestion des congestions sur les interconnexions. L objectif moyen terme est l approbation d un plan d action pour l introduction progressive d un système de gestion des congestions, détaillant les phases à parcourir pour y arriver. L objectif long-terme est la mise n œuvre d un système efficace de gestion des congestions sur les interconnexions maghrébines et entre le Maghreb et les régions voisines (Afrique, Moyen Orient et Europe) Principes de mise en œuvre La mise en œuvre d un système coordonné de gestion des congestions au Maghreb devrait reconnaître : L incapacité des méthodes actuellement en vigueur en Europe pour résoudre de manière efficace les congestions sur les lignes d interconnexions en Europe. L existence de modèles, proposés par ETSO entre autres, qui utilisent des coefficients de flux de charge (load flow) comme base d allocation de capacités de transport, permettant de minimiser les congestions sur les interconnexions de manière efficace. l existence des critères de la Conférence de Florence et l avantage de leur intégration dans le cadre réglementaire des pays maghrébins Il ressort de l expérience européenne qu il faut trouver un compromis entre les méthodes efficaces en terme d utilisation du réseau existant mais simples de mise en œuvre. De plus, il

57 faut garder en ligne de mire que les méthodes qui sont efficaces économiquement peuvent être difficiles à mettre en œuvre de par la complexité de leur montage Modèles proposés Considérant que les interconnexions France-Espagne ont certaines similitudes avec la situation au Maghreb, le modèle proposé de gestion des congestions pour le Maghreb est proposé d être basé au moins partiellement sur l évolution des échanges au niveau de l interconnexion France-Espagne. En fait, en 2004, les opérateurs du marché, OMEL (Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español SA) et POWERNEXT SA, et les opérateurs du système, REE (Red Eléctrica de España S.A.) et RTE (Réseau de Transport d Électricité), décidaient de mettre en application un système de gestion des congestions qui est économiquement efficace, coordonné et simple de mettre en application. Le système proposé d une combinaison d enchères explicites et implicites (couplage des marchés) est celui appliqué par la majorité des pays européens. Le système applicable aux interconnexions France-Espagne correspond aussi essentiellement aux critères de Florence. Entretemps, la situation sur les interconnexions européennes a rapidement évolué, et l ETSO a pris l initiative en vue d une optimisation des flux de transit en Europe. Donc, le plan d action concernant le système futur de gestion des congestions sur les interconnexions au Maghreb devrait en plus tenir compte des propositions d ETSO Méthodes proposées Les méthodes envisagées pour la gestion des congestions au Maghreb nécessiteront le fonctionnement au préalable d un marché maghrébin en électricité. Ensuite, un système pourrait être introduit qui consistera en: un système d enchères explicites pour allouer des droits de capacité physiques un mécanisme de couplage des marchés journaliers permettant une optimisation de l utilisation de la capacité disponible Dans une première phase, le principe «use it or lose it» sera mis en application. Après un retour d expérience approprié sur le fonctionnement de ce nouveau mécanisme, l ensemble du mécanisme proposé serait éventuellement mis en place. Dans une deuxième phase, la règle «use it or lose it» serait transformée en «use it or get paid for it» et la limite imposée sur la capacité gérée par le mécanisme de couplage des marchés, supprimée, de manière à permettre aux acteurs du marché de choisir librement la façon d utiliser leurs droits dans leurs intérêts respectifs. Les opérateurs du marché qui ont obtenu des droits de capacité au cours d enchères explicites précédentes choisiront librement entre les deux options: utiliser leurs droits physiques en programmant des contrats bilatéraux dans le cas de non-utilisation, les droits physiques seront automatiquement transférés dans le processus de couplage des marchés et les opérateurs recevront la différence de prix de marché journalier correspondant Au cours des phases suivantes, le système d enchère implicite de couplage de marché serait rendu plus efficace par l introduction d un autre système d enchère implicite, le «market splitting». Finalement, tous les systèmes proposés seront convergés dans le contexte de redéploiement (de contrepartie) coordonnée selon la méthode proposée par ETSO.

58 3.3.5 Phases Le système de gestion de congestions sur les interconnexions magrébines devrait être introduit en 8 phases: Création de marchés d électricité introduction de mécanismes administrés introduction d un mécanisme d enchères explicites introduction d un mécanisme de couplage des marchés journaliers Intégration des contrats de longue durée Développement du système de couplage des marchés Introduction du mécanisme de redéploiement (redispatching) coordonné Convergence des systèmes Création de marchés d électricité La création de marchés d électricité demanderait l introduction d une base légale et réglementaire adaptée aux besoins d un marché en électricité selon les principes du marché intérieure européen de l énergie. En plus, les marchés devraient être libéralisés et démonopolisés pour introduire de la concurrence entre un plus grand nombre d acteurs et favoriser l accès aux réseaux horizontaux sur une base de non-discrimination. Ainsi, le marché magrébin de l électricité nécessitera non seulement l établissement de structures nouvelles, particulièrement des bourses d électricité et des mécanismes d enchères, mais aussi l introduction de nouveaux acteurs du marché, particulièrement : des opérateurs de marché gérant les bourses et d autres mécanismes d enchères opérateurs de système, participant aux enchères et les contrats à long terme Pour arriver à la création d un marché régional maghrébin en électricité, il faut d abord identifier les barrières à la création d un marché unique et se mettre d accord au plan gouvernemental sur un plan d action de suppression de ces barrières. Il serait essentiel d intégrer des provisions de convergence des différents systèmes de réglementation magrébins et des réglementations en vigueur en Europe. Dans le contexte de réforme et d ajustement du cadre réglementaire, il serait nécessaire de se mettre d accord d bord sur des provisions minimales de règlementation pour la gestion des congestions sur les interconnexions transfrontalières et d établir ensuite un calendrier d ajustements nécessaires des différents systèmes réglementaires des pays maghrébins. L accord ne devrait pas seulement inclure les principes de gestion des congestions mais aussi les méthodes et détails de mise en œuvre des systèmes proposés. Il nous semble ainsi que la création de tels marchés au niveau des trois pays du Maghreb nécessiterait au moins une période de deux ans. Les trois pays ne sont pas au même degré d ouverture des marchés électriques: l Algérie dispose d une loi sur la libéralisation du secteur et d une agence de régulation, mais il n y a pas encore de mécanismes de marché mis en place, le Maroc et la Tunisie réfléchissent sur la question mais sans actions concrètes en la matière, pour le moment.

59 Introduction de mécanismes administrés L horizon des mécanismes administrés, particulièrement les systèmes prorata et listes de priorités, est normalement un horizon à long-terme. Dés lors, ces mécanismes s ajouteront au système existant de contrats bilatéraux à long terme. En fait, il serait souhaitable que la capacité réellement disponible à long terme soit réalisée sur la base du prorata. Les systèmes administrés sont faciles à mettre en application et ne nécessiteraient pas plus de 3 à six mois Introduction d un mécanisme d enchères explicites Le mécanisme des enchères explicites permettrait d allouer des droits de capacité physiques et devrait être géré de manière coordonnée par les opérateurs de marché des trois pays magrébins. Le mise en application du mécanisme d enchères explicites comprendrait des enchères à différentes échéances (annuelle à journalière) sur la base du principe «use it or lose it», ce qui signifie que les droits non utilisés pour la programmation de contrats bilatéraux seront perdus sans aucune compensation. Les échéances des enchères explicites et la proportion précise de la capacité disponible offerte sur ces différentes échéances doivent être proposées par les opérateurs du marché en fonction de critères établis dans le contexte d un accord trilatéral. Pendant une période transitoire, la capacité réservée pour le mécanisme d enchères explicites devrait être limitée à 30%. Cette troisième phase peut être mise en application à très court terme (trois à six mois) Introduction d un mécanisme de couplage des marchés journaliers Pendant la troisième phase et dès que techniquement possible, le mécanisme de couplage des marchés sera introduit. Pendant cette phase, les algorithmes, les logiciels et les aménagements nécessaires pour les transactions de couplage des marchés seront installés et testés. Pendant une période transitoire, la capacité réservée pour le mécanisme de couplage des marchés devrait être limitée à 15 20%. Le pourcentage devrait être progressivement augmenté. Pendant cette phase, le principe «use it or lose it» serait appliqué. Le mécanisme de couplage des marchés permettrait une optimisation de l utilisation de la capacité disponible de manière sécurisée. Ce mécanisme doit être coordonné et géré de manière conjointe par les opérateurs du marché concernés aux frontières intermaghrébines. Avant l introduction de couplage des marchés journaliers et afin de garantir une utilisation cohérente des procédures d allocation, les opérateurs du système, c est à dire l ONE, la STEG et SONELGAZ, disposant des droits physiques de capacité alloués au cours d enchères explicites précédentes, devront informer les opérateurs du marché de leur intention : soit d'utiliser les capacités respectives au moyen d'un contrat bilatéral physique soit de les mettre à la disposition du processus de couplage des marchés, Au cours du processus de couplage des marchés, les operateurs du système recevront la différence de prix entre les marchés. Afin de minimiser la possibilité de capacités non utilisée, les capacités non réservées pour les contrats bilatéraux et les capacités non allouées devraient être offertes par les opérateurs du marché selon le principe «use it or lose it». Toute l allocation de capacité devrait être réalisée de manière conjointe par les trois opérateurs du marché. La participation d opérateurs externes sur un des trois marchés du Maghreb devrait être exclue. Sur la base de l expérience européenne, l introduction du

60 mécanisme de couplage des marchés prendrait au moins 6 mois à une année dans le contexte maghrébin Intégration des contrats de longue durée La capacité offerte dans le contexte d enchères doit tenir compte des capacités réservées par les contrats de longue durée. En fait, les opérateurs du système ne seront pas libres de soumettre ces contrats aux mécanismes d enchères, même si la capacité non utilisée par les contrats de longue durée pouvait être réallouée dans le mécanisme de couplage des marchés selon le principe «use it or lose it». Pour la première étape de la mise en œuvre du mécanisme d enchères, les opérateurs de marché devront proposer une méthode transitoire pour permettre à ces contrats d être programmés de manière compatible avec la législation dans les trois pays. Cette phase prendrait au moins six mois Développement du mécanisme de couplage des marchés Dans l intérêt d une plus grande efficacité, le système de couplage des marchés devrait être complété par le système de scission des marchés prenant en compte plus en détail les changements de prix. Il est serait opportun de prendre le système norvégien opéré par NORDEL comme modèle pour le système de scission des marchés. Un délai de six mois est à prévoir pour l introduction d un tel système Introduction du mécanisme de redéploiement coordonné (redispatching) L introduction du mécanisme de redéploiement coordonné, qui utilise les coefficients de flux de charge (load flow) comme base d allocation de capacités de transport, reflètera mieux la réalité physique des flux sur les interconnexions, y compris les flux d électricité non-identifiés (loopflows), par comparaison aux systèmes actuellement en vigueur de contrats directionnels qui donnent priorités aux flux commerciaux et les arrangements contractuels en négligeant les flux physiques. Dépendant de l expérience européen avec ce système au moment de la mise en application au Maghreb, l introduction prendra au moins six mois Convergence des systèmes Les mécanismes d enchères explicites, scission des marchés (market splitting) et de gestion curative des congestions par la méthode de redéploiement (redispatching) devraient converger avec les règlementations européens et la pratique appliquée au sein du marché intérieur de l EU et des pays membres de l EU avec ses voisins dans un schéma commun.. Le processus de convergence prendrait au moins un an Plan d Action Le mécanisme de gestion des congestions est proposé d être introduit au niveau des interconnexions maghrébines dans le contexte d un Plan d Action, qui inclurait un calendrier de mise en œuvre des mesures proposées. La mise en œuvre d un tel Plan d Action prendrait au moins 4 ans. Le calendrier est basé sur l hypothèse d une volonté au niveau des gouvernements magrébins d établir un marché régional en électricité et détaillera ce qui est faisable du point de vue technique et administratif. Le Plan n essaye guère de prévoir ce qui est probable ou réaliste sur le plan politique.

61 Activités CT ( ) MT ( ) LT ( ) Création de marchés d électricité introduction de mécanismes administrés Introduction d un système d enchères explicites Introduction d un système de couplage des marchés Intégration des contrats de longue durée Développement du système couplage des marchés Introduction du système de redispatching coordonné Convergence des systèmes

62 ANNEXE 1 - ALGÉRIE, ÉVOLUTION DU RÉSEAU 400 KV À L HORIZON 2014

63 2x125 km 103 km Bourdim 53 km 20 km 35 km 20 km 35 km 65 km 65 km 53 km Djendouba 120 km 75 km 130 km I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e Hadjret Ennous 3x400 MW Avant poste Terga 105 km 316 km 105 km Skikda 2x412 MW Avant poste K. Eddraouch H. Ameur 2x500 MVA El Affroun 2x500 MVA Si Mustapha 2x500 MVA 80 km 120 km 3x115 MW 2x168 MW R. Djamel 2x500 MVA 150 km 204 km 123 km 116 km Chefia 3x300 MVA Sidi Ali Boussidi 3x300 MVA Bir Ghbalou 2x500 MVA Salah Bey 2x300 MVA O. Athmania 2x500 MVA Ain Beida 2x300 MVA 2x146 MW 1x200 MW Réseau 400 kv Réseau 220 kv Groupe de production Horizon

64 Bourdim 53 km 20 km Djendouba 120 km 400 km 534 km 2x125 km 103 km 35 km 20 km 65 km 65 km 53 km 35 km 75 km 170 km 130 km I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e Terga 3x400 MW Hadjret Ennous 3x400 MW 105 km 316 km 105 km Skikda 2x412 MW K. Eddraouch 3x400 MW H. Ameur 2x500 MVA Si Mustapha 2x500 MVA El Affroun 2x500 MVA 80 km 120 km 3x115 MW 2x168 MW R. Djamel 2x500 MVA 150 km 420 km 204 km 123 km 116 km Chefia 3x300 MVA Sidi Ali Boussidi 3x300 MVA Ouled El Abtal 2x300 MVA Bir Ghbalou 2x500 MVA Salah Bey 2x300 MVA O. Athmania 2x500 MVA Ain Beida 2x300 MVA 2x146 MW 1x200 MW 360 km Hassi R Mel 2x300 MVA Hassi Messaoud 2x300 MVA Réseau 400 kv Réseau 220 kv Groupe de production Horizon

65 Bourdim 53 km 20 km Djendouba 120 km 400 km 534 km 2x125 km 103 km 35 km 20 km 65 km 65 km 53 km 20 km 35 km 75 km 170 km 130 km 20 km I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e Terga 3x400 MW Hadjret Ennous 3x400 MW Cap Djinet 2x400 MW 105 km 316 km 105 km Skikda 2x412 MW K. Eddraouch 3x400 MW H. Ameur 2x500 MVA Si Mustapha 2x500 MVA El Affroun 2x500 MVA 80 km 120 km 3x115 MW 2x168 MW R. Djamel 2x500 MVA 150 km 420 km 204 km 123 km 116 km Chefia 3x300 MVA Sidi Ali Boussidi 3x300 MVA Ouled El Abtal 2x300 MVA Bir Ghbalou 2x500 MVA Salah Bey 2x300 MVA O. Athmania 2x500 MVA Ain Beida 2x300 MVA 2x146 MW 1x200 MW 360 km Hassi R Mel 2x300 MVA Hassi Messaoud 2x300 MVA Réseau 400 kv Réseau 220 kv Groupe de production Horizon

66 Bourdim 30 km 53 km 20 km Djendouba 120 km 400 km 534 km 2x125 km 103 km 35 km 80 km 20 km 65 km 65 km 53 km 20 km 30 km 35 km 130 km 75 km 170 km 130 km 20 km I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e, d u M a r o c e t d e l a T u n i s i e d a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n e Terga 3x400 MW Hadjret Ennous 3x400 MW Cap Djinet 2x400 MW Jijel 2x400 MW 105 km 316 km 105 km Skikda 2x412 MW K. Eddraouch 3x400 MW H. Ameur 2x500 MVA El Affroun 2x500 MVA Si Mustapha 2x500 MVA Jijel (El Milia) 2x500 MVA 80 km 120 km 3x115 MW 2x168 MW R. Djamel 2x500 MVA 150 km 420 km 204 km 123 km 116 km Chefia 3x300 MVA Sidi Ali Boussidi 3x300 MVA Ouled El Abtal 2x300 MVA Bir Ghbalou 2x500 MVA Salah Bey 2x300 MVA O. Athmania 2x500 MVA Ain Beida 2x300 MVA 2x146 MW 1x200 MW 360 km Hassi R Mel 2x300 MVA Hassi Messaoud 2x300 MVA Réseau 400 kv Réseau 220 kv Groupe de production Horizon

67 ANNEXE 2 - COÛTS D INVESTISSEMENT-RÉSEAU 400 KV - ALGÉRIE MS Lignes/Postes Terne CU km CT Total MVA 2005 R.DJAMEL-OUED EL ATHMANIA Simple INTERCONNEXION ALGÉRIE-TUNISIE Simple MS Mise en service 2008 OUED EL ATHMANIA-BIR GHBALOU Simple CU Coût unitaire 000 Euro EL AFFROUN-BIR GHBALOU Simple CT Coût total 000 Euro EL AFFROUN-SI MUSTAPHA Simple BIR GHBALOU-SI MUSTAPHA Simple HASSI AMEUR-EL AFFROUN Simple INTERCONNEXION ALGÉRIE-MAROC Double CHEFIA (ex HADJAR 2) - AIN BEIDA Simple OUED ATHMANIA-AIN BEIDA Simple RESTRUCTURATION RÉSEAU R. DJAMEL Simple POSTE CHEBIA (Frontière TUNISIE) 900 MVA TOTAL AIN BEIDA-HASSI MESSAOUD Simple H. MESSAOUD-HASSI R MEL Simple H. R MEL-BIR GHBALOU Simple BIR CBHALOU-OUED EL ABTAL Simple O. EL ABTAL-HASSI AMEUR Simple JIJEL-O.ATHMAIA Simple TOTAL

68 ANNEXE 3 - COÛTS D INVESTISSEMENT - RÉSEAU 400 KV- TUNISIE Ligne/câble terne Km CU CT Ligne CT câble Poste CT 2005 Jendouba-Hajjar simple Mateur-Mornaguia simple Mateur-Jendouba simple Mornaguia-Hawaria simple Interconnexion Tunisie- Italie TOTAL CU CT Coût unitaire Coût total 000 Euro 000 Euro 68

69 ANNEXE 4 - COÛTS D INVESTISSEMENT-RÉSEAU 400 KV MAROC Ligne/câble Terne CU km CT (Euro) CT (DH) 1995 Matmata-Bourdim Simple Meloussa-Oualili Simple ère interconnexion Maroc-Espagne ème interconnexion Maroc-Espagne Meloussa-Oualili Simple Bourdim-Hassi Amer Double Oualili-Matmata Double TOTAL ème interconnexion Maroc-Espagne Bourdim-Matmata Simple CU : Coût unitaire (000 Euro/000DH) TOTAL CT : Coût total (000 Euro/000DH) 69

70 ANNEXE 5 - TARIFS DE TRANSIT CBT ALGÉRIE Année IL IT GP TIR AT MOR SAR C H T ,6 2,1 1,8 39,5 0,6 1, ,0 0,0 0,0 0,6 1, ,3 0,6 0,5 11,4 0,8 1, ,5 6,3 138,8 2,8 4, ,9 2,2 1,8 41,0 3,5 5, ,1 3,4 2,3 51,8 4,2 7, Total 253, 9 15,2 12,7 281,8 7,6 TARI F 0,39 cent/kwh IL GP IT TIR SAR Investissements ligne 400 kv Investissements gestion projet Investmts. réseau fibre optique Investissement réseau Services ancillaires mio. Euro MOR Maintenance/opération mio. Euro mio. Euro AT Amortissements totaux mio. Euro mio. Euro C Capacité installée MW mio. Euro H Heures d opération h mio. Euro T Électricité transmise GWh CC Coûts opérationnels du câble mio. Euro 70

71 ANNEXE 6 - TARIF DE TRANSIT CBT.- TUNISIE Année IL IT GP TIR IC TI AC AR AT MOR SAR SC C H T , , , ,36-0,83 0, ,30 6,7 6,66 0,1 0, ,00 0,0 0,00 0,1 0, ,69 15,4 15,38 0,3 0, ,80 17,6 17,65 0,6 1, ,00 0,0 0,00 0,6 1, ,00 0,0 0,00 0,6 1, ,00 0,0 0,00 0,6 1, ,00 0,0 0,00 0,6 1, ,00 0,0 0,00 0,6 1, ,40 1,02 22,6 22,6 0,9 1, , ,0 19,2 Total 56,16 3,37 2,81 62, ,34 21,33 1,47 0,22 IL Investissements ligne/postes mio. Euro SAR Services auxiliaires réseau mio. Euro C Capacité installée MW GP Gestion du projet mio. Euro MOR Maintenance/opération réseau mio. Euro H Heures d opération IT TIR TI IC Investissements ligne fibre opt. Investissements réseau Investissements total Investissemnt câble sous-marin mio. Euro AC Amortissements câble mio. Euro T Electricité transmise mio. Euro AR Amortissements réseau mio. Euro CC Coûts opérationnels du câble mio. Euro AT Amortissemnts lignes fibre opt.. mio. Euro SC Entretien/explot./services câble mio. Euro GWh mio. Euro mio. Euro Tarif réseau 0,08 Cent/kWh Tarif câble Tarif combiné 0,84 Cent/kWh 0,93 Cent/kWh 71

72 ANNEXE 7 - TARIFS DE TRANSIT CBT MAROC Année IL IT GP TIR IC TI A EE SAR C H T , , , , , , , , , ,2 1578, , , Total ,6 5930, , ,1 6415,5 Tarif réseau/câble 0,34 Cent/kWh IL Investissements ligne 400 kv mio. Euro SAR Services auxiliaires mio. Euro GP Investissements gestion projet mio. Euro EE Entretien et exploitation mio. Euro IT Invsts. Lignes de fibres optiques mio. Euro AT Amortissemnets mio. Euro TIR Investissement réseau mio. Euro C Capacité installé MW TI Investissements total mio. Euro H Heures d opération H IC Investm. Interconnexion Esp. mio. Euro T Electricité transmise GWh 72

73 ANNEXE 8 - COÛTS MARGINAUX À LONG TERME ET COÛTS UNITAIRES DYNAMIQUES (CUD) ALGÉRIE Année TA IL IT GP TI VAN TI CE CA VAN CV PI VAN PI H FA 9% 40 ans ,0 4,4 6,5 10, ,92 256,2 15,4 12,8 284,4 261,6 8,7 13,6 20,5 960,0 883, ,84 0,0 0,0 0,0 0,0 8,7 13,6 18, ,77 0,0 0,0 0,0 0,0 8,7 13,6 17, ,71 10,9 0,7 0,5 12,1 8,6 8,8 13,9 16, ,65 0,0 8,8 13,9 14, TOTAL 296,5 270,2 0,093 IL IT Investissements de ligne 400 kv (mio. Euro) PI Puissance incrémentale (MW) Investissement câble fibre optique (mio. Euro) H heures d opération Tarif de la capacité Tarif annualisé CUD 305,96 Euro/kW 28,44 Euro/kW 16,75 Euro/kW TA Taux d actualisation VAN Valeur actuelle nette Tarif de l énergie 0,90 centimes/kwh CA GP TI CE Coûts des services auxiliaires (mio.euro) Frais de gestion de projet et contingences (mio. Euro) Total des investissements (mio. Euro) Coûts d exploitation et d entretien (mio. Euro) CUD FA Coûts dynamiques Facteur d annuité unitaires 73

74 ANNEXE 9 - COÛTS MARGINAUX À LONG TERME ET COÛTS UNITAIRES DYNAMIQUES (CUD) TUNISIE Année TA IL IT GP TIR VAN IC VAN CER CAR VAN CVC VAN PI VAN H FA FA TIR IC CVR CVC PI 9% 40 ans 30 ans ,0 0 0,8 1,4 2,2 0 0, ,92 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,8 1,4 2,1 0 0, ,84 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,8 1,4 2,0 0 0, ,77 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,8 1,4 1,9 0 0, ,71 20,4 1,2 1,0 22,6 16, ,4 1,1 2,0 2,5 19,2 13,6 960,0 681, ,65 0,0 0,0 0,0 0,0 0 1,1 2,0 2,4 19,2 12, TOTAL 22,6 16,1 454, ,093 0,097 IC Investissements de câble 1000 MVA CAR Coûts auxiliaires réseau (mio. Euro) (mio. Euro) IL Investissements de ligne 400 kv (mio. CER Coûts d exploit. et entretien réseau (mio. Euro) Euro) IT Investissement câble fibre optique PI Puissance incrémentale (MW) (mio. Euro) TA Taux d actualisation H heures d opération CVC Coûts variables câble (mio.euro) CUD Coûts unitaires dynamiues GP Frais de gestion de projet et contingences (mio. Euro) FA Facteur d actualisation Câble Réseau Combiné Tarif de la capacité 666,67 23,59 690,25 /kw Tarif annualisé 73,55 2,49 76,04 /kw CUD 18,31 3,55 21,86 /kw Tarif de l énergie 1,84 0,12 1,96 Centimes/kW 74

75 ANNEXE 10 - COÛTS MARGINAUX À LONG TERME ET COÛTS UNITAIRES DYNAMIQUES (CUD) MAROC Année TA IL IT GP TI VAN TI CE CA VAN CV PI VAN PI H FA 9% 40 ans ,0 3,7 6,2 9, ,92 0,0 0,0 0,0 0,0 3,7 6,2 9, ,84 0,0 0,0 0,0 0,0 3,7 6,2 8, ,77 0,0 0,0 0,0 0,0 3,7 6,2 7, ,71 57,5 3,5 2,9 63,8 45,3 4,7 7,8 8, ,65 31,3 1,9 1,6 34,7 22,6 5,2 8,7 9,0 960, TOTAL 98,6 67, ,093 IL IT TA Investissements de ligne 400 kv (mio. Euro) Investissement câble fibre optique (mio. Euro) PI H Tarif de la capacité 108,81 Euro/kW Puissance incrémentale (MW) Tarif annualisé 10,12 Euro/kW heures d opération CUD 14,42 Euro/kW Taux d actualisation VAN Valeur actuelle nette Tarif de l énergie 0,49 centimes/kwh CV Coûts variables (mio. Euro) CUD GP TI CE Frais de gestion de projet et contingences (mio. Euro) Total des investissements (mio. Euro) Coûts d exploitation et d entretien (mio. Euro) FA Coûts dynamiues Facteur d annuité unitaires 75

76 ANNEXE 11 - RÉSEAU THT DU NORD DU MAROC ESPAGNE PINAR DEL REY SITUATION DU RESEAU THT NORD ET ORIENTAL AU STADE FIN 2015 TARIFA FARDIOUA MEDITERRANNEE TANGER MELLOUSSA ANJRA TAHADDART 1 x 400 MW HARRARIN JBEL MOUSSA TETOUAN CHEFCHAOUEN ATLANTIQUE Cle KENITRA TAG KENITRA LOUKKOS Sk Arbaa FOUARAT S.SLIMAN AL WAHDA IMZOURNEN ESSENTIUM SELOUANE SONASID BERKANE BOURDIM + GHAZAOUAT OUJDA H.AMEUR TELEMCEN AL GE RI E RIAD ZAER KHEMISSET A.FASSI OUALILI DOUYET TOULAL EL OUALI TAZA JERADA A.B.MATHAR 472 MW TAG MOHAMMEDIA M,S,A SEHOUL MOHAMMEDIA A.HARROUDA LAAYOUNE O. HADDOU D.BOUAZZA LA'WAMAR TIT MELLIL MEDIOUNA SETTAT KHOURIBGA CHIKER OCP A.HANSALI TIZGUI UR1 KNENIFRA UR2 MIBLADEN ERRACHIDIA L E G E N D E Lignes 400 kv existantes Lignes 400 kv en cours de éalisation Lignes 225 KV existantes Lignes 225 KV en projet Postes 400 KV existants Postes 400 KV projetés Postes 225 kv existants Postes 225 kv projetés Centrales thermiques existantes Centrales thermiques projetées Turbines à gaz projetées Centrales hydoélectriques existantes Parcs éoliens existants Parcs éoliens en projet Centrale thermosolaire en pcours de réalisation 76

77 ANNEXE 12 - EXEMPLES DE CALCUL POUR LES MÉCANISMES DE GESTION DES CONGESTIONS Les mécanismes de gestion des congestions sont illustrés par trois exemples de calcul relatifs aux : enchères explicites scission des marchés redéploiement coordonné Pour les exemples, trois réseaux interconnectés A, B et C, sont considérés, caractérisés comme suit : Le réseau A est alimenté par une centrale C1 de 200 MW ayant un coût de production de 40 / MW. La demande totale est D1 = 100 MW. Le réseau B alimente deux points de consommation D2 et D3 avec 100 MW chacun. La production est assurée par trois centrales C2, C3 et C4 avec une capacité de 200 MW chacune. Les coûts de production sont : 10 / MW pour C2-20 / MW pour C3 et 30 / MW pour C4. Le réseau C possède une centrale C5 de 200 MW avec un coût de production de 50 / MW et deux points de consommation D4 et D5 avec 100 MW chacun. Les trois réseaux sont interconnectés et disposent de capacités de transit suivantes : Entre A et B : 40 MW maximum Entre B et C : 40 MW maximum Entre A et C : capacité non limitée Les trois centrales peuvent être interconnectées par le schéma suivant : 77