E u r o p e Ai 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 d'électricité de l'algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché intérieur de l'électricité de l'union Européenne E u r o p e Ai d / / D / S E R / M u l t i A c t i o n 1 5 a T a r i f i c a t i o n d e s r é s e a u x d e t r a n s p o r t e t d e d i s t ri b u t i o n e n Al g érie R a p p o r t d é f i n i ti f j u i n Projet financé par l Union Européenne Projet mis en oeuvre par SOFRECO en consortium avec IPA Energy + Water Consulting, AETS et Vattenfall Power Consultants AB

2 TABLE DES MATIERES 1. SYNOPSIS RESUME EXECUTIF LE CONTEXTE DE L ETUDE L objectif Le cadre réglementaire Un survol du secteur de l'électricité Profil de charges Tarifs de l'électricité LES SCENARIOS TARIFAIRES Critères d évaluation des scénarios La structure des coûts de transit Les revenus requis en Scénario tarifaire 1 : Tarification seulement en énergie Scénario tarifaire 2 : Tarification axée sur la puissance Scénario tarifaire 3 : Tarification selon le facteur d utilisation (FU) Scénario tarifaire 4 : Tarification basée sur la PMD et sur la puissance moyenne aux heures de pointe LES SIMULATIONS TARIFAIRES Les hypothèses adoptées aux fins de simulation Les revenus requis Les données de facturation Le calcul des tarifs CONCLUSIONS S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I AET S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B

3 TABLE DES ANNEXES ANNEXE 1 : LA TARIFICATION DU TRANSPORT DE L ELECTRICITE 35 ANNEXE 2 : COMPARAISON DES SYSTEMES TARIFAIRES DU TRANSPORT DANS L UE 40 ANNEXE 3 : PROPOSITION DE TARIF BINOME POUR L UTILISATION DU RESEAU DE TRANSPORT EN ALGERIE 41 ANNEXE 4 : ARTICLES DU DECRET, CONCERNANT LA TARIFICATION DU TRANSPORT 46 ANNEXE 5 : SIMULATIONS TARIFAIRES : REVENUS PAR CLIENT 48 ANNEXE 6 : LA TARIFICATION DU TRANSPORT DE L'ELECTRICITE AU CANADA 59 ANNEXE 7 : PLAN D ACTION 61 ANNEXE 8 : PRINCIPES, CONSTATS ET SCENARIOS 65 ANNEXE 9 : PROCES VERBAL, REUNION DU 9 FEVRIER ANNEXE 10 : PROCES VERBAL, REUNION DU 5 AVRIL S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I AET S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B

4 TABLE DES ABREVIATIONS ANME ANRE ATR AU BT CREG EAT EDF EHP FU GPL GRDE GRTE GWh HT IPP KWh MDA MEM MT MIT MW OM ONE OS PMD POA SD SI SONELGAZ SPE STEG TdR THT Agence Nationale de la Maîtrise de l Energie Agence Nationale de Régulation de l Électricité Accès de Tiers aux Réseaux Acheteur Unique Basse tension Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz (Algérie) Equipe d Assistance Technique Electricité de France Energie consommée aux heures de pointe Facteur d utilisation Gaz de pétrole liquéfiés Gestion de Réseau de Distribution Electricité Gestionnaire du réseau de transport d électricité Giga Watt heure Haute tension Producteur Indépendant Kilowattheure Millions de Dinars Algériens Ministère de l Energie et des Mines (Algérie) Moyenne tension Ministère de l Industrie et de la Technologie (Tunisie) Mégawatt Opérateur de Marché Office National d'electricité Opérateur du Système Puissance mise à disposition Plan opérationnel annuel Société de distribution Systèmes d information Société Algérienne de l Electricité et du Gaz (Algérie) Société de Production d Electricité (Algérie) Société Tunisienne de l Electricité et du Gaz (Tunisie) Termes de Référence Très haute tension S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I AET S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B

5 TSO UCTE UE UGP UMA Transmission system operator Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Europe) Union Européenne Unité de Gestion du Projet Union du Maghreb Arabe S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I AET S I V a t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B

6 1. 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 Pouvoir Adjudicateur Ministère de l'energie 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 Acteurs Représentants de l Autorité Contractante : Adresses Abdelkader El Mekki Directeur Général de l Energie au ministère de l Energie 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, Energie, 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 15a du POA 2009 : Tarification des réseaux de transport et de distribution en Algérie Titre du document : Rapport définitif Date du document : Juin 2010 Auteurs du document : Anthony Frayne, Expert Senior

7 AVANT PROPOS Veuillez trouver ci-jointe la version finale du rapport sur l action 15A, La tarification des réseaux de transport et de distribution de l'électricité en Algérie. Ce rapport est soumis suite à l atelier de restitution du 16 mai 2010, où le rapport Provisoire a été présenté par l auteur, monsieur Anthony Frayne, B.Sc. (Economics), CA, MBA, et les commentaires des participants ont été reçus. Les principales modifications apportées au rapport pré-final sont les suivantes : La structure tarifaire proposée est maintenant celle du scénario 4, tarification basée sur la structure des coûts avec tarification des heures de pointe. Ce scénario n avait pas été proposé initialement parce que le tarif de transport pour les clients MT de ce scénario n était pas binômes en puissance et énergie. Maintenant, en incluant les coûts des postes entre les réseaux HT et MT, qui font partis du réseau transport et dont les coûts devraient être récupérés par un terme tarifaire en puissance, la tarification selon ce scénario devient entièrement binôme. Dans le rapport pré-final, les tarifs selon le scénario 4 généraient des revenus légèrement supérieurs aux revenus requis, ce qui était dû à une erreur de conception dans le calcul des coûts unitaires. Cette erreur a été identifiée et corrigé et les revenus générés sont maintenant égaux aux revenus requis. Il y a un chapitre distinct sur les tarifs de transit sur le réseau MT, applicables aux clients éligibles alimentés à cette tension. Il y a une nouvelle annexe, Annexe 6, qui trait de la tarification du transport au Canada Il y a une nouvelle annexe qui reproduit les résultats détaillés du modèle par Société de Distribution et par client. Nous espérons que ces changements sont à votre satisfaction et clarifient la présentation du rapport. Selon nous, ce rapport fournit les résultats attendus de cette action, selon le mandat. Pour l auteur, ce fut un plaisir et un honneur de travailler sur cette étude en coopération avec les représentants des organismes impliqués. Le 1 juin 2010

8 2. RESUME EXECUTIF Cette étude a été entreprise dans le contexte où le secteur de l'électricité en Algérie est séparé entre la production, le transport et la distribution. L activité de transport est confiée à une filiale de Sonelgaz, le GRTE, alors que l activité de distribution est confiée à quatre Sociétés de distribution (SD). Tous les clients avec consommation annuelle dépassant 4 GWh par an sont éligibles pour acheter d un producteur et pour utiliser le réseau de transport directement. Dans le moment, aucun n exerce son éligibilité à le faire et toute l'électricité pour consommation interne est transitée par les Sociétés de distribution. Le tarif de transport est fixé à 66 cda/ kwh. Cependant, selon le Décret (le Décret), les tarifs de transit, pour le transport ainsi que pour la distribution, devraient être binômes avec termes basés sur la puissance mise à disposition du client (la PMD) et sur la quantité d énergie transitée. Pour le transport, une proposition d une structure binôme a déjà été présentée dans l Action 5 du projet. La proposition a une méthodologie semblable à celle adoptée par le RTE pour le transport de l'électricité en France. Tenant compte de ce premier exercice, l objectif de la présente étude est de présenter différentes méthodes et paramètres en jeu dans la tarification, à la fois les tarifs du transport et de la distribution, et de proposer une structure tarifaire binôme pour le transit de l'électricité, pour des clients éligibles et pour livraison par le GRTE aux SDs. Plusieurs scénarios tarifaires ont été examinés et une série de critères ont été définis pour leur évaluation. Ainsi, chaque scénario devrait générer les revenus requis, refléter la structure des coûts économiques de fournir le service de transit, limiter les risques financiers associés à des modifications de la demande et limiter les chocs tarifaires pour divers types de consommateurs. Les scénarios se distinguent par leur traitement tarifaire des coûts de capacité. Tous les tarifs intègrent dans le prix de l énergie le coût des pertes techniques de transit. Quant aux coûts de capacité, les scénarios se distinguent comme suit : Scénario 1 : tarifs en énergie, en DA/kWh. Ce scénario, qui correspond à la tarification actuelle, est présenté seulement comme référence pour calculer les impacts de tarifs binômes Scénario 2 : une tarification où les coûts de capacité sont récupérés par la prime de puissance (DA/kW/an) appliquée à la PMD, la puissance mise à la disposition du client. Scénario 3 : tarifs en puissance et énergie, où la part de la puissance dépend du facteur d utilisation de la PMD. Ce tarif a la même structure que celui proposé dans l exercice de l Action 5 Scénario 4 : une tarification s inspirant de la structure des coûts. La PMD est retenue comme paramètre pour récupérer les coûts de la capacité dimensionnée en fonction de la puissance de chaque client. Cependant, bien que les coûts de capacité soient des coûts qui varient avec la puissance demandée, une partie importante de la capacité est dimensionnée en fonction de la puissance totale prévue à la période de pointe du réseau. La PMD n est pas le meilleur indicateur de la contribution du client individuel à la capacité du réseau requise pour satisfaire la pointe. Par contre, l énergie consommée aux heures de pointe (EHP) indique la puissance moyenne appelée par le client individuel pendant la pointe.

9 Le Scénario 4 est considéré supérieur aux Scénarios 1, 2 et 3. En utilisant l EHP comme paramètre, il reflète le plus directement le coût de capacité requise pour satisfaire la pointe du réseau. Ce scénario représente aussi l approche qui ressemble le plus à la tarification de l'électricité en vigueur actuellement en Algérie; dans ces tarifs, une partie des coûts de capacité est récupérée par les prix de l'électricité consommée aux heures de pointe. Il possède ainsi les avantages d utiliser des paramètres déjà mesurés et disponibles, parce que la tarification actuelle de l'électricité utilise le paramètre EHP, de traiter les divers clients en continuité avec le modèle de tarification déjà appliqué. Il y a moins de risque d impacts sur les factures actuelles des clients ; un client avec faible utilisation de sa puissance mise à disposition n est pas automatiquement pénalisé. Il inclut une tarification horaire qui encourage le client à réduire sa charge aux heures de pointe. Par contre, il y a moins d assurance de réaliser la prévision des revenus requis, comparativement à une tarification basée sur la PMD qui est fixée par contrat dont la durée est de plusieurs années. Les simulations tarifaires Afin d explorer leurs implications, un modèle de simulation a été construit pour calculer les tarifs, les revenus générés et les factures des clients éligibles selon les quatre scénarios. Ceci démontre les impacts assez différents sur les factures de certaines catégories d abonnés, notamment ceux avec des facteurs d utilisation de la PMD assez loin de la moyenne. D abord, le modèle calcule les revenus requis par GRTE et par deux SDs pour lesquels il y avait des données. Ces revenus requis sont exprimés en coût unitaire de capacité et d énergie et ensuite convertis en formules tarifaires correspondant aux scénarios décrits cihaut. Les formules tarifaires sont appliquées aux données des ventes de 2008 pour tous les clients avec consommation annuelle dépassant 4 GWh pour qui nous avions obtenu les données. Il faut noter qu il a été nécessaire de faire des estimations de certaines variables clés, notamment concernant la répartition des revenus requis par niveau de réseau (tension) et concernant les paramètres des livraisons par GRTE aux SDs. De plus, les données obtenues sur la consommation aux heures de pointe sont approximatives, parce que la pointe évolue avec la croissance des charges en plein été. Cependant, les conclusions méthodologiques de l étude ne sont pas sensibles à ces hypothèses. En définitive, cette étude présente une proposition de structure tarifaire binôme (prime fixe et part variable) applicable pour les réseaux de transport et de distribution et par niveau de tension. Elle présente une méthodologie de structure tarifaire qui pourrait être facilement appliquée. Cette structure peut générer les revenus requis et reflète bien la structure des coûts. Elle se base sur la même approche tarifaire que celle déjà implicite dans les tarifs de l'électricité en Algérie.

10 3. Le contexte de l étude 3.1 L objectif Selon le mandat de cette étude, l objectif est décrit comme suit : Il est attendu de l étude : Une proposition de structure tarifaire binôme (prime fixe et part variable) telle que stipulée dans le Décret n du 18 mai 2005 relatif à la régulation des tarifs et à la rémunération des activités de transport, de distribution et de commercialisation de l électricité et du gaz (J.O n 36 du 22 mai 2005) ; structure qui doit inciter les clients à utiliser les réseaux de façon optimale, pour eux-mêmes et pour la collectivité. Cependant, une structure tarifaire fondée seulement sur la puissance souscrite et la quantité de flux transités ne sont pas toujours considérées comme suffisantes pour appréhender pleinement le comportement du client et les contraintes qu'il inflige au réseau. Il est donc attendu également une présentation des différentes méthodes et paramètres en jeu dans la tarification. Par ailleurs, cette structure devra être applicable pour tous les réseaux électriques, transport et distribution et par niveau de tension. Pour le transport, la tarification concernera la clientèle raccordée sur le 220 kv et le 60 kv ; pour la distribution, la tarification concernera la clientèle raccordée en 30 kv, 10 kv pour la moyenne tension et 380 V et 220 V pour la distribution Notons que l envergure de l étude a été limitée pour ne traiter, pour la distribution, que de la tarification des clients éligibles actuellement : c.à.d. les clients ayant une consommation annuelle de plus de 4 GWh par an et les SDs. Ces clients sont alimentés en moyenne tension (MT) et il n y a aucune analyse des tarifs concernant la tarification pour la basse tension. Cette étude s inscrit comme un complément au RAPPORT D ÉTUDE DE L ACTION 05 : «HARMONISATION DES MÉTHODOLOGIES DE TARIFICATION», L objectif énoncé par les termes de référence de l Action 5 a été de s assurer que, dans la perspective d une intégration des marchés maghrébins, les procédures d accès au marché sont suffisamment harmonisées afin de ne pas créer de difficultés inutiles dans les relations des fournisseurs avec les gestionnaires des réseaux. Le résultat incluait la proposition d une méthodologie commune pour le calcul des tarifs relatifs aux réseaux d électricité au Maghreb, dans un contexte de libéralisation progressive du marché. Bien que l objectif de l action ne soit pas le même, le rapport de l Action 5 inclut des sections particulièrement pertinentes pour l étude actuelle, sur la méthodologie tarifaire de l Algérie, la proposition d une tarification binôme pour le réseau de transport en Algérie et une comparaison des systèmes tarification du transport dans l UE, qui sont reproduites comme annexes 1, 2 et 3 du présent rapport. L étude actuelle prend en compte les résultats du rapport de l action 5 en approfondissant l analyse de la tarification du transit en Algérie, à la fois au niveau du transport (GRTE) et de la distribution. Elle prend en compte les résultats du rapport précédent mais examine plusieurs scénarios tarifaires, analyse leurs impacts et, pour fins d illustration, élabore des formules tarifaires chiffrées sur la base des revenus requis de Elle explore leurs impacts sur les revenus du Groupe Sonelgaz et sur les factures des clients individuels.

11 3.2 Le cadre réglementaire L énergie transitée par le GRTE est facturée à un seul tarif, monôme, de 0.66 DA/kWh. Cependant, par le Décret n du 18 mai 2005 relatif à la régulation des tarifs et à la rémunération des activités de transport, de distribution et de commercialisation de l électricité et du gaz, les tarifs de transit devraient être binômes, avec prix pour l énergie et pour la Puissance Mise à Disposition (PMD). Cette stipulation s applique à des tarifs de transport et de distribution. Le Décret stipule la façon de calculer les revenus requis et l adoption de tarifs binômes. Des clauses pertinentes sont présentées à l annexe 4. La méthodologie tarifaire comprend deux étapes : La détermination du revenu requis de l activité considérée, en utilisant la formule suivante (art. 17 du Décret) : Revenu requis = coûts d exploitation et de maintenance reconnus + Charges d amortissement + Bénéfice requis + Taxes et impôts dus Le bénéfice requis est le résultat de la multiplication du montant de la Base d Actifs Régulée par le coût de rémunération du capital, tenant compte des coûts de développement. La formulation des tarifs pour récupérer le revenu requis, qui doit comprendre une charge fixe par unité de puissance mise à disposition du client (PMD) et une charge variable par unité d énergie transportée. Ils sont fonction de la tension de raccordement. Le tout en conformité avec les exigences de l article 23 du Décret, qui se lit : Les tarifs d utilisation des réseaux de transport de l électricité et de transport de gaz sont fixés par la commission de régulation, sur proposition des gestionnaires des réseaux de transport, dans le respect des principes de transparence, de nondiscrimination, d uniformité des structures tarifaires sur l ensemble du territoire national, conformément aux articles 68 à 70 de la loi et doivent permettre le recouvrement du revenu requis déterminé par application des dispositions des articles 16 à 22 ci-dessus. Ces tarifs comprennent une charge fixe par unité de puissance/débit mise à disposition (kw pour l électricité ou Nm3/h pour le gaz) et une charge variable par unité d énergie transportée (kwh ou thermie). Ils sont fonction de la tension/pression de raccordement et peuvent dépendre de la période horaire et éventuellement saisonnière. Le Décret exécutif n du 7 octobre 2007 fixe le niveau de consommation à 4 GWh par an (art. 3) pour qu un client soit reconnu éligible à l accès au réseau de transport. Ce niveau implique une clientèle alimentée en haute ou moyenne tension. Presque deux cent clients sont actuellement éligibles suivant ce critère. L annexe 1 de ce rapport présente une description plus complète de la tarification de l'électricité, tirée du RAPPORT D ÉTUDE DE L ACTION 05 : «HARMONISATION DES MÉTHODOLOGIES DE TARIFICATION»

12 3.3 Un survol du secteur de l'électricité Les activités de l opérateur historique SONELGAZ ont été séparées entre 2004 et 2006 entre plusieurs entités, filiales de la société Holding SONELGAZ Spa, l ensemble formant le groupe industriel SONELGAZ. Pour l électricité, ces filiales sont respectivement en charge de la production (SPE), du transport (GRTE), de la distribution (quatre SD) et du fonctionnement du marché (opérateur du marché OM). Un opérateur système, juridiquement autonome du GRTE fonctionne déjà depuis Cependant, la séparation reste à faire pour la fonction «commercialisation». La production est fournie par plusieurs sources dont la principale reste Sonelgaz par sa filiale SPE. Il y a aussi des producteurs indépendants. Les prix de fourniture se situent entre 1.1 et 2.2 DA/kWh. La production est injectée sur le réseau de transport, géré par la filiale GRTE, en très haute tension (400 kv, 220 kv) et en haute tension (60 kv). Il y a aussi des injections en moyenne tension sur le réseau de distribution. Le réseau de transport comprend un corridor est-ouest à 400 kv qui est toujours en développement. Il y a un réseau en THT à 220 kv qui accède à toutes les régions de consommation. Sept clients étaient alimentés à ce niveau de tension en GRTE livre le reste de l énergie disponible à environ 75 clients alimentés en haute tension (60 kv) et au secteur de distribution après transformation en moyenne tension (30 kv en zone rurale, 10 kv en zone urbaine). Les livraisons totales de GRTE ont été de 37,5 TWh en Le transit maximal a été de 6925 MW, donnant un facteur d utilisation (FU), de la puissance coïncidente avec la pointe du réseau, de 65 %. La distribution est sous la responsabilité de 4 SD régionales (SD Alger, SD Centre, SD Ouest, SD Est). Il y a clients alimentés en moyenne tension, dont environ 100 clients avec consommation dépassant 4 GWh par an Profil de charges Sur une base saisonnière, le profil des charges est relativement plat, plus élevé en plein hiver et en plein été. Les mois de pointe sont donc janvier, février, juin, juillet, aout et décembre. Sur une base journalière, la période de pointe est toujours en soirée, vers 19h en hiver et vers 21 h en été. Au cours des dernières années il y a eu l émergence d une période de pointe assez prolongée pendant les journées de juillet et aout, avec maximum autour de 14 h en après-midi. Cette pointe varie avec la température et est clairement associée à un marché en pleine croissance pour la climatisation. Alors qu en 2008 la pointe a été enregistrée à 19 h le soir en décembre, la plus haute puissance appelée en 2009 est arrivée en fin juillet, vers 21h Tarifs de l'électricité Il n y a présentement aucun client qui exerce son droit d acheter directement d un producteur et toute la consommation est facturée selon les tarifs intégrés de l'électricité. Ces tarifs sont en vigueur depuis le 1 er décembre 2005 (Décision CREG D/06-05/CD du 30 mai 2005:). Ils comportent les principaux termes suivants : Un terme fixe en Dinars par kw représentant le coût de la mise à disposition de la puissance souscrite et appelée sur le réseau (clients HT) ou de distribution (clients MT et BT) ;

13 Un terme proportionnel en Dinars par kwh facturant l énergie consommée, avec soit des prix différenciés suivant deux ou trois postes horaires, ou bien un prix unique. Pour les gros consommateurs HT sur le tarif 31, nous estimons que les paramètres prédominants pour contribuer à la facture d un client typique sont, dans l ordre : Énergie consommée aux heures de pointe Énergie consommée aux heures pleines Puissance Absorbée qui comptent ensemble pour environ 80 % de la facture totale. La PMD ne compte que pour environ 5 % de la facture typique.

14 4. LES SCENARIOS TARIFAIRES Afin d explorer différentes méthodes et paramètres en jeu dans la tarification en fonction des critères ci-après, nous avons élaboré quatre scénarios pour analyse. Les scénarios présentent quatre approches pour la tarification du transit destiné aux SD et, potentiellement, aux clients éligibles. Tous ces clients sont alimentés en THT, HT ou MT, et les tarifs sont présentés par ces niveaux de tension. Pour des raisons de simplicité, la discussion suivante focalise sur le transit aux clients éligibles alimentés par le réseau de transport HT à 60 kv. Sauf quand spécifié autrement, l évaluation méthodologique du scénario est applicable également aux livraisons aux autres niveaux de tension, car la méthodologie et les impacts sont assez similaires. 4.1 Critères d évaluation des scénarios Afin d évaluer des tarifs proposés, nous avons défini quelques critères d évaluation. Ainsi, chaque scénario devrait générer les revenus requis, limiter les risques financiers associés à des modifications de la demande, limiter les chocs tarifaires pour divers types de consommateurs et refléter les coûts économiques. Générer les revenus requis Quant à ce critère, chaque formule a été conçue pour générer les revenus, mais il faut tester que c est effectivement le cas par les simulations présentées ci-après. Les revenus requis pour le transport et pour la distribution sont présentés dans la section 2.2. Limiter les risques financiers de ne pas générer les revenus prévus. Les réseaux de transport et distribution imposent des coûts très élevés et en grande partie fixes. La santé financière de GRTE pourrait être donc sensible à des fluctuations dans la demande pour ses services. Par rapport à une tarification en énergie, une tarification en puissance contractuelle est plus susceptible d assurer que la prévision des revenus requis soit réalisée. Par contre, une tarification en énergie produit des revenus en fonction de l activité économique. Dans le premier cas, le client est lié à payer pour les installations que le transporteur a construites pour son bénéfice au cours de nombreuses années. Ceci donne un avantage clair, selon ce critère, à des tarifs avec prime de puissance comparés à ceux orientés vers l énergie. Notons cependant que, dans le cas de Sonelgaz, les clients sont habitués à des tarifs de l'électricité fortement orientés vers l énergie, et aussi vers l énergie consommée aux heures de pointe. Une modification importante vers une autre base de tarification peut mener le client à changer son comportement pour réduire sa facture. On pense notamment de sa demande en PMD qui a couté peu cher par le passé et qui en moyenne est choisi à environ 1,5 fois la puissance maximum réellement appelée. Sonelgaz pourrait être exposé à une tendance vers une gestion plus serrée de la PMD. Limiter les impacts brusques sur la facture du client. Actuellement aucun client n achète directement le service de transit. Cependant le prix du transit est récupéré du client par le

15 moyen du tarif de l'électricité. Le tarif de transit peut être un facteur qui incite ou non le client à participer sur le marché restructuré potentiel. En règle générale, une tarification en puissance tend à réduire la facture pour un client avec facteur d utilisation élevé, alors que le client avec faible utilisation de sa puissance contractuelle se trouve désavantagé. Pour un tel client, son coût de transport en c / kwh serait très élevé avec un tarif en puissance. Refléter les coûts de service. Une tarification reflétant les coûts de service est à la fois perçue comme étant plus équitable et comme incitative à une meilleure utilisation des ressources. Selon la théorie économique, des prix qui reflètent les coûts marginaux favorisent une allocation optimale des ressources et un accroissement du bien-être économique. Ce principe peut être appliqué quant au niveau du tarif et aussi à la structure tarifaire. À noter que l objectif de cette étude préconise explicitement une structure qui doit inciter les clients à utiliser les réseaux de façon optimale, pour eux-mêmes et pour la collectivité. 4.2 La structure des coûts de transit Les revenus requis du transit représentent à la fois des coûts reliés aux pertes techniques et à la capacité installée. Les pertes techniques sur le réseau sont des coûts qui varient en fonction de l énergie. On les estime en tenant compte du taux de pertes et de la valeur de l énergie perdue, c.-à-d. son coût de production ou le prix de la fourniture au niveau production. Dans le cas de GRTE, ces coûts représentent environ 7 % des revenus requis. Les coûts de capacité sont attribuables aux coûts d investissement pour construire chaque réseau (financement et amortissement) et les coûts d exploitation et entretien. Pour toutes fins pratiques, tous ces coûts varient en fonction de la puissance de la capacité installée. Pour fins de tarification, il est approprié de faire une distinction conceptuelle entre deux fonctions de cette capacité installée. Il y a des coûts : Associés à la capacité de la partie du réseau dimensionnée en tenant compte de la charge maximum individuelle d un client. Ils ne sont pas nécessairement liés à la charge maximum du réseau global. Ces coûts devraient être récupérés par le prix pour la PMD du client. Associés à la capacité du réseau supérieur, où la charge d un client individuel est foisonnée avec celle de nombreux autres clients. Le réseau supérieur est dimensionné en fonction de la charge totale transitée par le réseau pendant les heures de pointe. Quand le foisonnement est présent, il n est pas dimensionné en fonction de la PMD individuelle de chaque client et on ne peut pas faire un lien direct entre le coût unitaire de capacité et un tarif de puissance basé sur la PMD. Il y a des avantages théoriques et parfois pratiques de refléter le coût de ce deuxième volet de la capacité par un prix exprimé en termes de l énergie. Mais, le concept pertinent de l énergie est celui de l énergie consommée aux heures de pointe du réseau (EHP), car le dimensionnement du réseau est fait en fonction de cette pointe. Notons que la EHP est égale à la puissance moyenne appelée durant les heures de pointe fois le nombre d heures de pointe.

16 4.3 Les revenus requis en 2008 Aux fins d illustrer et de valider les principes de tarification utilisés pour construire les scénarios tarifaires, nous avons obtenu des données sur les revenus requis pour les activités de transit de GRTE et de certaines SD pour lesquelles les données ont été disponibles. Les revenus requis sont calculés en conformité avec la stipulation de l article 17 du Décret. Le tableau 1 présente d abord les revenus requis pour le transit offert par GRTE. Ces chiffres intègrent des données sur les charges de transport fournies par GRTE, ainsi qu un taux de rendement supposé de 6 % sur la base des actifs régulée de MDA. Ils sont montrés aux fins d illustration de la méthodologie et nous ne portons pas de jugement sur leur validité pour déterminer le niveau éventuel de tarifs. Il faut noter que ces chiffres ne tiennent pas compte des coûts associés aux pertes techniques, qui sont calculés séparément pour être inclus dans les tarifs Les revenus requis incluent aussi des charges attribuables à la transformation entre la haute tension et la moyenne tension. Ces coûts sont attribuables aux livraisons en moyenne tension par le GRTE, et il faut les distinguer en élaborant des tarifs car ils ne sont pas imputables aux clients alimentés en haute tension. Nous faisons l hypothèse que cet élément de coût peut représenter environ 10 % du coût total de transport. Afin de respecter l article 23 du Décret, qui stipule que les tarifs de transit devraient être différenciés par tension, il y a lieu d analyser les revenus requis par niveau de tension. Actuellement, cependant, les systèmes comptables ne sont pas capables de distinguer les revenus requis de GRTE entre le réseau THT et le réseau HT. Nous avons fait une estimation intérimaire, en utilisant comme clé de répartition les investissements par niveau de réseau selon le Plan de développement du GRTE. À noter que nous avons utilisé cette clé de répartition à cause de la disponibilité des données. Nous ne considérons pas les investissements comme la meilleure clé de répartition, car ils peuvent varier beaucoup d année en année. Les montants d actifs nets, par niveau de tension, seraient préférables et représentent la meilleure clé de répartition, mais ces données ne sont pas disponibles actuellement. Considérant les investissements prévus sur les réseaux 400 et 220 kv confondus (aucun client n est actuellement alimenté à 400 kv) et sur le réseau de 60 kv, la répartition est presque exactement de 50/50 % 1. Nous répartissons alors globalement les revenus requis de transport dans les proportions 45 %, 45 % et 10 % entre les réseaux THT, HT et MT. Le Tableau 1 montre aussi les revenus requis pour deux SDs, pour la fonction de transit de l'électricité sur le réseau de distribution. Tout comme pour le transport, il est actuellement impossible de distinguer les coûts des SDs entre le réseau MT et le réseau BT. Nous avons estimé que la part des revenus requis des SDs attribuable au transit en MT serait autour de 40 % des revenus requis totaux et nous utilisons ce pourcentage dans nos calculs, pour des revenus requis cumulatifs de ces deux filiales de MDA. 1 La répartition entre les revenus requis des réseaux THT et HT est faite dans un ratio de %. Cette hypothèse est basée sur les investissements prévus par réseau, contenus dans Le Plan de Développement du Réseau de Transport de l'électricité, ; Synthèse budgétaire (pages ).

17 TABLEAU 1 REVENUS REQUIS GRTE En millions de dinars algériens (MDA) ACTIF NET REVENUS REQUIS TAUX DE RENDEMENT 6% PERSONNEL 1661 DÉPENSES, E & E 8205 TAXES 47 AMORTISSEMENT RENDEMENT TOTAL DEUX SDs Cumulatif ACTIF NET MDA REVENUS REQUIS TAUX DE RENDEMENT % 6% MDA PERSONNEL MDA 2104 PROVISIONS MDA 576 DÉPENSES, E & E MDA 1079 TAXES MDA 1092 AMORTISSEMENT MDA 8435 RENDEMENT MDA 8740 TOTAL MDA PART MT % 40% REVENUS REQUIS: MT MDA 8810 Le calcul des tarifs se base à la fois sur les revenus requis et aussi sur les paramètres de l activité de transit : la quantité d énergie transportée, la puissance, etc. Le tableau 2 suivant présente les coûts annuels de capacité des divers niveaux de réseau, et les exprime en termes de coût unitaire selon divers paramètres utilisés dans les scénarios.

18 TABLEAU 2 COÛTS UNITAIRES PAR NIVEAU DE TENSION THT HT Postes MT HT/MT (2 SDs) PARAMÈTRES Énergie transitée, total GWh Puissance MW EHP GWh % 45% 10% Coût de capacité MDA COÛT UNITAIRE, CAPACITÉ En énergie DA/kWh En puissance DA/kW/an EHP DA/kWh COUTS DES PERTES DA/kWh Notes au tableau 1. Les PMD et EHP (énergie consommée aux heures de pointe) prises en compte dans le tableau sont les suivantes : Réseaux THT et HT: données sur les PMD et EHP obtenues pour les clients éligibles alimentés par le réseau de transport, cumulés avec des estimations sur les chiffres équivalents pour l alimentation des SDs Réseau MT : PMD et EHP estimées des clients MT et les autres clients alimentés par le réseau de distribution 2. Le coût et les paramètres d activité pour le réseau MT sont les totaux de deux SDs. Le coût unitaire est supposé être représentatif de toutes les SDs 3. Le coût unitaire par kwh d EHP est un paramètre utilisé dans le scénario 4 pour allouer les coûts du réseau THT aux clients alimentés en haute tension. Pour éviter sur sur-récupération des revenus requis, il faut d abord allouer une partie des coûts au réseau THT, en déduisant des totaux des revenus requis et des EHP afférents aux clients THT. La formule utilisée est la suivante : Coût unitaire en EHP= (revenus requis totaux- revenus requis alloués aux clients THT sur la base de la PMD) /(EHP totale-ehp des clients THT) Le coût total du transport pour alimenter un client à haute tension (60 kv) est constitué de la somme des coûts des réseaux THT et HT Le coût total du transport pour alimenter un client à moyenne tension est constitué de la somme des coûts des réseaux THT et HT et de la transformation HT/MT. Le coût du réseau MT se reflète dans les tarifs de distribution.

19 Le coût unitaire de la distribution pour alimenter un client à moyenne tension est le coût total du réseau MT, divisé par la puissance totale transitée sur ce réseau. Il se chiffre à 2887 DA/kW/an Tous les scénarios intègrent le coût des pertes techniques de transit dans le prix de l énergie. Quant aux coûts de capacité, qui sont tous fonction de la puissance appelée aux périodes de pointe, les scénarios se distinguent comme suit : La tarification seulement en énergie Une tarification où les coûts de capacité sont récupérés totalement par une prime de puissance Une tarification avec prime de puissance, à laquelle s ajoutent des prix en énergie pour les clients avec faible facteur de charge (FU). N.B. Dans cette étude, le facteur de l utilisation est le ratio entre la consommation de l énergie moyenne par heure et la PMD. Une tarification où il y a des primes de puissance pour récupérer les coûts de la capacité dimensionnée en fonction de la puissance du client, et des prix pour la puissance moyenne appelée aux heures de pointe, (équivalente à l'énergie consommée aux heures de pointe) pour refléter le coût de capacité où la puissance du client est foisonnée avec les autres charges Scénario tarifaire 1 : Tarification seulement en énergie Ce tarif est présenté seulement comme scénario de référence. C est la tarification applicable actuellement. Le prix de 66 cda/ kwh est actualisé à partir des revenus requis de 2008 et il génère automatiquement ces revenus requis. Il est exprimé seulement en énergie, sans tarifs horaires ou saisonniers. Cependant, il n est pas conforme au Décret et on ne souhaite plus l utiliser. À partir des chiffres au tableau 2, les tarifs selon le niveau d alimentation du client seraient :

20 TABLEAU 3 : TARIFS EN ÉNERGIE SEUL En DA/kWh THT 0.47 HT 1.02 MT, Tarif transport 1.15 MT, Tarif distribut n Scénario tarifaire 2 : Tarification axée sur la puissance Mis à part un prix de l énergie pour refléter les coûts (7 % des revenus requis) des pertes techniques en transit, ces tarifs récupèrent tous les coûts par des primes de puissance, appliquées à la PMD, unité de puissance stipulée par le Décret. Cette approche reflète le fait que la plupart des dépenses sont associées à la disponibilité de capacité. Elle est particulièrement appropriée quand on ne peut pas compter de façon significative sur l effet de diversité de la charge (par exemple, avec un FU de 100 %) ou quand il faut dimensionner la capacité du réseau pour accommoder la charge d un client individuel. Les primes de puissance sont calculées à partir des revenus requis présentés au tableau 1, sans tenir compte des coûts des pertes. Il faut les diviser par la puissance, mesurée par les PMD. La PMD est un paramètre utilisé actuellement dans la facturation et les données sont disponibles pour tous les clients éligibles. Par contre, dans le cas des Distributeurs qui prennent livraison de GRTE, le paramètre PMD n est pas appliqué. Pour accorder un traitement équitable aux clients éligibles et aux SDs achetant pour les autres clients, il faut imputer aux SD des niveaux de puissance à facturer équivalents aux PMD. On peut supposer que les SD demanderaient des PMD basées sur leurs prévisions de puissance appelée à leurs pointes (en ajoutant les aléas de la demande), qui sont en toute probabilité coïncidentes avec la période de pointe de GRTE. Ces données n ont pas été disponibles pour l étude. Le tarif est calculé pour générer les revenus requis. Le calcul se fie sur l hypothèse que la PMD d une SD correspond à sa consommation annuelle divisée par 5000 heures d utilisation de la puissance. Cette hypothèse mérite d être vérifiée, en tenant compte des aléas de la demande. À partir des coûts unitaires montrés au tableau 2, on obtient les tarifs suivants : TABLEAU 4 : Tarifs axés sur la puissance Puissance Énergie DA/kW/an DA/kWh THT HT MT, transport MT, distribution

21 Évaluation du scénario tarifaire 2 Le tarif est binôme avec 93 % des revenus requis récupérés par la prime de puissance, 7 % par le prix de l énergie. Il faut noter que, dans les cas des clients éligibles, il y a des grandes disparités entre les PMD, les puissances maximum appelées et les puissances moyennes appelées aux heures de pointe. Comme expliqué dans la section Structure des coûts, une partie importante des coûts est attribuable à la capacité installée pour rencontrer la pointe du réseau. Le lien entre la somme des PMD et cette capacité n est pas nécessairement fort. Étant donné qu un abonné ne peut pas réduire sa PMD avant la fin de son contrat (5 ans de le cas d un client MT, 5 à 10 ans dans le cas d un client HT), le transporteur peut être assez certain de générer ses revenus requis à court terme. À plus long terme, il y a un certain risque que les clients aillent baisser leur PMD pour réduire les écarts actuels avec la Puissance Maximum Appelée. Dans ce cas, le transport sera exposé à une perte de revenus et il faut suivre l évolution de ce paramètre. Cependant la baisse des PMD ne devrait pas pose problème en matière de tarification autant que le revenu requis de l exercice suivant tient compte d une baisse de puissance notamment à travers les amortissements et à travers le calcul du coût de la puissance unitaire. La prime de puissance récupère les coûts sur la base des PMDs. Une certaine fraction des coûts de capacité sont attribuables à ce paramètre, comme mentionné auparavant. Cependant le lien n est pas assuré, et probablement n est pas précis, entre la PMD et la puissance coïncidente à la pointe du réseau, à cause des écarts considérables entre la PMD et la puissance à la pointe. Bien qu on puisse construire un tarif approprié pour le cas moyen, il peut mal refléter des cas de clients individuels. Ainsi, un tarif basé sur la PMD reflète mal le coût de capacité dimensionnée en fonction de la pointe annuelle du réseau. La disparité entre la somme des PMDs des clients éligibles (2040 MW) et la puissance moyenne appelée aux heures de pointe (704 MW) implique que le lien entre ces deux variables pourrait être faible pour un client individuel. On peut calculer un facteur de coïncidence (750 MW / 2040 MW) pour l ensemble des clients éligibles, mais un tel facteur peut cacher des variations individuelles importantes, par exemple entre un client qui réduit sa charge aux heures de pointe et un autre qui ne le fait pas. Selon ce scénario, le client paie pour sa puissance maximale qui peut-être n a aucun impact sur la pointe du réseau. C est sûrement le cas s'il réduit actuellement sa charge aux heures de pointe en réaction aux tarifs actuels. En fait, avec ce scénario, il n y a aucune incitation pour que l abonné déplace sa charge en dehors des heures de pointe. Tous les clients avec faible FU verraient une augmentation de leur coût de transit actuel qui est basé sur l énergie. En définitive, ce scénario est avantageux pour la récupération des revenus requis de façon relativement assurée, mais peut être pénalisant ou même inéquitable pour des clients individuels avec faible utilisation de leur PMD. Ceci dit, quand le F.U. est élevé, il peut être approprié et avantageux pour le client Scénario tarifaire 3 : Tarification selon le facteur d utilisation (FU) Cette approche tarifaire est utilisée pour le transit en France. Le RTE (Réseau de transport de l électricité), filiale d EDF, emploie des tarifs de transit où la facture payée est en partie fonction de la puissance souscrite, l équivalent de la PMD. La facture est aussi fonction du F.U. ; un client avec un F.U. de 100 % paie une facture en puissance basée sur le total des coûts de capacité. Avec FU de moins de 100 %, la facture pour une puissance souscrite

22 donnée diminue de façon graduelle et relativement proportionnelle. Un client avec un faible FU est surtout tarifé en énergie et vice versa. Bien que la formule complète est complexe, il s agit essentiellement d une tarification avec : Une prime de puissance Un terme qui varie avec le produit du FU et la puissance souscrite, et donc avec l énergie (qui est le produit de la puissance et le FU). Dans le cas du RTE, l énergie représente 67 % des revenus requis. Intuitivement, on peut s attendre à ce qu il y ait un lien approximatif entre le FU d un client, qui est une variable connue en mesurant la puissance et l énergie, et le facteur de coïncidence qui est plus difficile à déterminer. La tarification selon le facteur d utilisation est basée sur un tel lien. La formule tarifaire 3 a déjà été proposée dans le rapport sur l Action 5 de ce projet, dont l annexe F est reproduite dans le présent rapport comme Annexe 3. Dans cette annexe, on dérive deux formules tarifaires visant les utilisations de longue durée et de courte durée. Le client peut choisir entre les deux formules en se basant sur son profil prévu de consommation. Il est à son avantage de choisir la formule longue utilisation si son FU est plus élevé que la moyenne. Voilà les formules selon le rapport de l action 5 : Longue Utilisation : Montant de la facture (DA)=3185 *Puissance(en kw) +0.05*Énergie (en kwh). Cette formule a la même structure que celle du scénario 2 ci-haut. Courte Utilisation : Montant de la facture (DA)=1592 *Puissance(en kw) +0.34*Énergie (en kwh). Cette formule est générée en récupérant, arbitrairement, 50 % des revenus requis (après déduction du coût des pertes) par la prime de puissance et 50 % par le prix de l énergie. Pour le scénario 3 construit ici, les formules pour les deux options sont calculées selon les mêmes principes que dans le rapport de l action 5, mais avec les modifications suivantes : En utilisant comme intrants les données de 2008 En précisant que le concept de puissance à intégrer est la PMD, en conformité avec le Décret. Le tableau 5 montre le calcul pour ce tarif avec livraison avec les paramètres actualisés, à partir des coûts unitaires du tableau 2. TABLEAU 5 : TARIFICATION SELON LA DURÉE D UTILISATION Longue Puissance Utilisation Énergie Courte Puissance Utilisation Énergie DA/kW/an DA/kWh DA/kW/an DA/kWh THT HT MT, Tarif de transport MT, Tarif de distribution Notes : Longue utilisation : plus de 5000 heures par année de la PMD Courte utilisation : moins de 5000 heures par année de la PMD

23 Evaluation du scénario 3 Cette tarification est binôme en puissance et énergie. L'importance de la prime de puissance donne une certaine assurance quant à la stabilité des revenus. Cependant, par rapport au scénario 2, elle reconnait qu un client avec faible FU a moins de probabilité d être présent à la pointe du réseau, c.à.d. son facteur de coïncidence est supposé baisser avec le FU. Elle est moins pénalisante pour le client avec FU faible. Cette tarification peut refléter mieux les coûts pour desservir cette catégorie de clients. Elle réduit aussi le risque de chocs tarifaires. Cette tarification est donc un compromis entre la tarification en puissance et la tarification en énergie. À notre avis, c est une amélioration par rapport au scénario 2, dont elle a en grande partie les avantages mais réduit les inconvénients. Sa grande lacune est que, n étant pas horaire, elle ne reflète pas clairement la relation entre la demande aux heures de pointe et les coûts de la capacité installée. Cependant, même si chaque tranche du tarif (Longue utilisation et courte utilisation) est calculée pour générer les revenus requis comme décrit à l annexe 3, le tarif dans son ensemble ne générerait pas les revenus requis. Le client paie selon le sous-tarif qui l avantage, et son gain est aux dépens du transporteur. Il y aurait lieu d ajuster les taux pour compenser cette perte. Quant à la tarification du RTE, elle paraît plus élégante en lissant les options dans une seule formule, mais elle est plus complexe 2. Nous n avons pas les données pour justifier des formules précises (RTE lui-même a utilisé une ancienne formule sans dérivation mathématique mise à jour). Elle possède les mêmes avantages et inconvénients que le scénario 3, et elle représente aussi un compromis acceptable, mais non-optimal. Nous n avons pas poursuivi le développement de ce scénario, soit : En le raffinant pour reproduire une formule continue et lissée comparable à celle du RTE, à la place des deux tranches de tarif présentées au Tableau 3 En le calibrant pour analyser le lien entre les facteurs de coïncidence moyens et leur relation avec les facteurs d utilisation. La formule présentée utilise arbitrairement un chiffre de 50%. Ce scénario est préférable au scénario 2, mais il nous semble que le scénario 4 qui suit est supérieur sur le plan théorique et pratique. Le scénario 3 a le désavantage de se baser sur des facteurs de coïncidence estimés par formule mathématique. En fait, en Algérie il y a déjà un excellent indicateur de la puissance coïncidente avec la pointe du réseau, c.à.d. sa consommation de l énergie aux heures de pointe (EHP). Cette variable est déjà mesurée pour presque tous les clients éligibles. Elle indique aussi la présence du client pendant toute la période de pointe du réseau, et non seulement pendant une seule heure. Nous croyons donc qu un scénario tarifaire basé sur cette variable est préférable à un scénario utilisant le FU. Il utilise des données déjà disponibles, plutôt que de nécessiter des estimations et hypothèses. 2 Voir

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