Séminaire - Tarification des réseaux haute tension Tunis 4-5 nov Approche tarifaire : aperçu et application en Belgique

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1 Intégration Progressive des Marchés de l'electricité de l'algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le Marché intérieur de l'electricité de l'union Européenne Séminaire - Tarification des réseaux haute tension Tunis 4-5 nov Approche tarifaire : aperçu et application en Belgique 1

2 Agenda (1) Jour 1 : Mécanismes de tarification de l usage des réseaux à haute tension 1. Introduction 2. Contexte Européen : Cadres réglementaires influençant le mécanisme de tarification 3. Approche tarifaire : aperçu et application en Belgique 4. Atelier : Création d une méthodologie tarifaire 5. Benchmark Européen des tarifs 2

3 Contenu 3.1 Rôles des différents acteurs de marché : Gestionnaires de Réseau de Transport et de Distribution, Fournisseurs, Producteurs, Responsables d équilibre, Clients 3.2 Structure tarifaire : dénominateurs tarifaires, différentiations, groupes de clients 3.3 Mécanisme de répartition et d allocation des coûts 3.4 Aperçu des autres approches tarifaires en Europe 3

4 Produits - tarifs Raccordement Tarif de raccordement Accès Tarif d accès Déséquilibre Tarif de déséquilibre 4

5 Produits - tarifs Raccordement Tarif de raccordement Accès Tarif d accès Déséquilibre Tarif de déséquilibre 5

6 Tarif de raccordement Tarif/sur devis OPEX/CAPEX Etudes avant réalisation Evaluation qualité de la puissance Travées/ lignes/ autres équipements Paiement unique/ périodique Tarif: différentiations Cas spécifiques: utilisateur est propriétaire, raccordements partagés, énergie verte, 6

7 «Deep»/«shallow» (profond/non profond) «Deep»: le tarif de raccordement couvre aussi (en totalité ou partiellement) les renforcements dans le réseau nécessaires pour la réalisation du raccordement 7

8 Exemple Elia (1/2) Tarif pour étude d orientation Paiement unique -> par niveau de puissance à raccorder Tarif pour étude détaillée Paiement unique Déduit du tarif de raccordement en cas de commande dans son entièreté -> par tranche d investissement Tarif pour utilisation de la première travée de raccordement Redevance annuelle CAPEX Redevance annuelle OPEX -> par niveau de tension 8

9 Exemple Elia (2/2) Tarif pour utilisation des autres équipements de raccordement (lignes, câbles, transformations, ) CAPEX nouvelles installations: sur devis CAPEX installation existantes: redevance annuelle OPEX: redevance annuelle -> par type et par niveau de tension Tarif pour équipements complémentaires (sécurité, alarmes, mesures, télécommandes centralisées, ) Règle générale: sur devis Télécommandes centralisées: redevance annuelles CAPEX et OPEX -> par injection Qualité de puissance: forfaits évaluation, tests de réception, monitoring 9

10 Produits - tarifs Raccordement Tarif de raccordement Accès Tarif d accès Déséquilibre Tarif de déséquilibre 10

11 Tarif d accès Facteurs déterminants Transparence coûts Dénominateurs tarifaires Groupes de clients Différentiations 11

12 Transparence coûts = Le tarif reflète les coûts de manière plus ou moins détaillé 12

13 Dénominateurs tarifaires Energie/puissance? Prélèvement/injection? Brut/net? Ex-ante/ex-post? Souscriptions? 13

14 Prélèvement/injection ERGEG GUIDELINES ON TRANSMISSION TARIFICATION 1 Harmonisation 1.1. The value of the annual national average G is annual total transmission tariff charges paid by generators divided by the total measured energy injected annually by generators to the transmission network. Annual average G shall exclude any charges paid by generators for physical assets required for the generators connection to the system (or the upgrade of the connection) as well as any charges paid by generators related to ancillary services or any specific network loss charges paid by generators The value of the annual national average G must be within a range of 0 to 0.5 /MWh, with the exception of the maximum values stated in 1.3 to 1.4 below The value of the annual national average G within the Nordel system will be at a maximum 0.7 /MWh The value of the annual national average G within Great Britain, Republic of Ireland and Northern Ireland will be at maximum 2.5 /MWh => Level playing field = terrain de jeu équivalent 14

15 Brut/net Point d accès Injection nette Prélèvement net Injection brute Prélèvement brut 15

16 Souscriptions Souscriptions/prélèvement réel prélèvement réel puissance complémentaire souscriptions mensuelles souscription annuelle 16

17 Groupes de clients Clients directement connectés au réseau / Gestionnaires de Réseau Postes de secours Producteurs Clients industriels avec production locale 17

18 Différentiations Niveau de tension Temps Hiver/été Heures pleines/heures creuses/weekend Jour/nuit «Timbre-poste» ou par zone Cas spécifiques 18

19 Exemple Elia (1/3) Tarif d accès est décomposé en Tarif pour utilisation du réseau Tarif pour Puissance Souscrite et pour Puissance Complémentaire -> couvre les coûts pour développement et entretien de l infrastructure -> proportionnel à la puissance (nette) -> différentiations: niveau de tension, temps (hiver-été, HP-HC-WE, jour-nuit) -> groupes de clients: clients directs GR 19

20 Exemple Elia (2/3) Tarif pour Gestion système -> couvre les coûts liés à l exploitation du réseau (dispatching, comptages, ) -> proportionnel à l énergie (brute) -> différentiation: niveau de tension Tarif pour services auxiliaires -> couvre les coûts de réservation des services auxiliaires concernés Tarif pour la réservation du réglage primaire de la fréquence, la réservation du réglage secondaire de l équilibre au sein de la zone de réglage belge, la réservation de la réservation tertiaire et du service de black-start -> proportionnel à l énergie (brute) -> pas de différentiations 20

21 Exemple Elia (3/3) Tarif du réglage de la tension et de la puissance réactive -> proportionnel à l énergie (brute) -> différentiation: niveau de tension Tarif de la gestion des congestions -> proportionnel à l énergie (nette) -> différentiation: niveau de tension Tarif de la compensation des pertes d énergie active dans le réseau -> proportionnel à l énergie (nette) -> différentiations: niveau de tension, temps (hiver-été, HP-HC-WE) 21

22 Produits - tarifs Raccordement Tarif de raccordement Accès Tarif d accès Déséquilibre Tarif de déséquilibre 22

23 Tarif de déséquilibre 2 formes Tarif pour non respect d un programme d injection ou de prélèvement (nominations) Tarif qui couvre les moyens et les mesures du GR pour garantir l équilibre de la zone 23

24 Exemple Elia Volume net de réglage Négatif (réglage à la baisse) Positif (réglage à la hausse) Déséquilibre de l ARP Positif (injection supérieure àprélèvement ) ARP a partiellement créé les besoins de réglage d équilibre => tarif est reflet des coûts d activation ARP a partiellement diminué les besoins de réglage d équilibre => tarif est reflet du tarif de marché (Elia paie) (Elia paie) Négatif (injection inférieure àprélèvement ) ARP a partiellement diminué les besoins de réglage d équilibre => tarif est reflet du tarif de marché ARP a partiellement créé les besoins de réglage d équilibre => tarif est reflet des revenus d activation (ARP paie) (ARP paie) 24

25 Contenu 3.1 Rôles des différents acteurs de marché : Gestionnaires de Réseau de Transport et de Distribution, Fournisseurs, Producteurs, Responsables d équilibre, Clients 3.2 Structure tarifaire : dénominateurs tarifaires, différentiations, groupes de clients 3.3 Mécanisme de répartition et d allocation des coûts 3.4 Aperçu des autres approches tarifaires en Europe 25

26 Processus Identification des coûts Identification des revenus hors tarifs Détermination des coûts à couvrir par les tarifs Répartition des coûts Ex-ante ou ex-post Allocation des coûts Tarifs 26

27 Exemple Elia 27

28 Répartition des coûts = Regrouper les coûts en fonction de la découpe tarifaire Catégories de produits/tarifs Eventuels sous-catégories tarifaires (transparence des coûts, dénominateurs tarifaires) Eventuelle découpe par niveau de tension 28

29 Allocation des coûts = Allouer les coûts à des groupes de clients en fonction des dénominateurs tarifaires et des différentiations définis Allocation linéaire Allocation en cascade 29

30 Ex. Elia: allocation des coûts «en cascade» Réseaux 380/220/150 kv Sortie transformateurs vers 70/36/30 kv Clients raccordés en réseau 380/220/150 kv Réseaux 70/36/30 kv Clients raccordés à la sortie des transformateurs vers les réseaux 70/36/30 kv Sortie transformateurs vers moyenne tension ( kv) Clients raccordés en réseaux 70/36/30 kv MT Clients raccordés à la sortie des transformateurs vers la moyenne tension 30

31 Ex. Elia: allocation des coûts «en cascade» Catégories Infrastructure Réseaux 380/220/ 150 kv Transformateurs vers 70/36/30 kv Réseaux 70/36/30 kv Transformateurs vers MT Groupes de clients En réseau 380/220/150 kv A la sortie des transformateurs vers 70/36/30 kv En réseau 70/36/30 kv * * * * * * A la sortie des transformateurs vers MT * * (sauf sortie directe transformateurs) * (sauf sortie directe transformateurs) * 31

32 Principes généraux des tarifs Les tarifs doivent couvrir les coûts ->prendre en compte les charge du système de transmission: développement, entretien et gestion du réseau, gestion du système électrique et la fourniture des services auxiliaires Les tarifs doivent refléter les coûts ->les «dénominateurs tarifaires» sont choisis afin de refléter au mieux le moteur qui est à la base des coûts pour chaque configuration individuelle Les tarifs doivent être non-discriminatoires ->conditions tarifaires identiques pour des utilisateurs de réseau dans des circonstances identiques 32

33 Surcharges, taxes et autres Dans certains cas, le GR a l obligation de prendre en charge certains coûts non liés à son activité («other burdens»). Ses coûts sont récoltés pour ensuite être versés dans un fonds ou directement au bénéficiaire concerné («pass-through»). Exemples: Fonds pour dénucléarisation Occupation du domaine public Subventions énergie verte Financement du Régulateur 33

34 Contenu 3.1 Rôles des différents acteurs de marché : Gestionnaires de Réseau de Transport et de Distribution, Fournisseurs, Producteurs, Responsables d équilibre, Clients 3.2 Structure tarifaire : dénominateurs tarifaires, différentiations, groupes de clients 3.3 Mécanisme de répartition et d allocation des coûts 3.4 Aperçu des autres approches tarifaires en Europe 34

35 Tarif d accès Pologne (PSE-Operator) (1/2) Charges réseau Partie puissance (fixe) -> couvre OPEX (partie), amortissements (partie), ITC, taxes, charges financières et marge bénéficiaire -> GRD: proportionnel à la pointe maximale de l année passée (ex-post) -> clients: proportionnel à la souscription annuelle (exante) Partie énergie (variable) -> couvre les pertes -> proportionnel à l énergie prélevée (nette) (Pas de différentiations) 35

36 Tarif d accès Pologne (PSE-Operator) (2/2) Charges système -> couvre achats services auxiliaire et gestion des congestions -> proportionnel à l énergie consommée (brute) -> réduction pour gros clients connectés au réseau de distribution Charges équilibre -> couvre OPEX, amortissements et taxes concerné par le système d équilibre -> proportionnel à l énergie présentée dans les programmes (injectée et prélevée) -> clients qui participent, GRD, producteurs Charges comptages -> forfait par point de livraison 36

37 Tarif d accès Autriche (APG) Charges du réseau Ex-post Services système Energie consommée (brute) Composant brut 40% Composant net 60% OPEX, CAPEX, ITC 24,5% Moyenne arithmétiques des pointes maximales hiver-été Contrôle secondaire Energie produite OPEX, CAPEX, ITC Energie prélevée (nette) Pertes Energie prélevée (nette) 37

38 Tarif d accès Estonie (OÜ Põhivõrk ) Tarif 330 kv (tarif export) -> couvre pertes, coûts de réserve de secours, marge bénéficiaire -> énergie exportée -> seul client: Câble DC Estlink Tarif 110 kv and 6-35 kv Composant énergie -> couvre pertes, coûts de réserve de secours -> proportionnel à l énergie Composant fixe -> couvre frais fixes et marge bénéficiaire -> proportionnel à la demande de pointe maximale annuelle Composant puissance réactive -> injection et prélèvement 38

39 Tarif d accès Italie (Terna) Charges transmission -> producteurs et distributeurs -> terme fixe + terme proportionnel à l énergie prélevée (nette) Charges services système -> proportionnel à l énergie prélevée (nette) Tarif services dispatching («UPLIFT») -> couvre coûts net des services dispatching et d équilibre + delta coûts standards/réels des pertes (*) Frais fixes dispatching Rémunération clients interruptibles -> fixé par le Régulateur -> mise à jour par trimestre Unité must run (obligation de produire) -> couvre coûts nets des activités de dispatching et d équilibre (*) Pertes réseau transport facturées par les Distributeurs 39

40 Tarif d accès Royaume Unie (National Grid) (1/2) Charges utilisation réseau transport -> couvre les coûts pour développement et entretien de l infrastructure -> groupes de clients: producteurs (27%), fournisseurs (73%), propriétaires des interconnexions -> différentiation par zone par groupe de client Charges utilisation services système -> couvre les coûts d opération du système et d équilibre -> groupes de clients: producteurs (+/-50%), fournisseurs (+/-50%), utilisateurs des interconnexions -> différentiation par période (48 périodes par jour) 40

41 Tarif d accès Royaume Unie (National Grid) (2/2) Production Consommation 41

42 Tarif d accès France (RTE) (1/2) Composante annuelle de gestion -> couvre les frais de gestion des dossiers des clients -> forfait par an et par niveau de tension Composante annuelle de comptage -> couvre les frais de relève, de location et d'entretien et de contrôle -> forfait par an, par dispositif et par niveau de tension Composante annuelle des soutirages (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) CS = a + E b 8760.P soutirée souscrite c.p souscrite avec a et b en /kw/an 42

43 Tarif d accès France (RTE) (1/2) Heures d utilisation Composante annuelle de l'énergie réactive -> pénalité pour l énergie réactive excédentaire Composante annuelle d injection -> producteurs -> proportionnel à l énergie injectée 43

44 Résumé En général, une partie «utilisation du réseau» et une partie «services auxiliaires» Fortes variations Couverture des coûts Répartition des coûts Dénominateurs tarifaires Tarif G < 2 Eur/MWh 13 pays sur 26 Différentiations de temps 10 pays sur 26 Différentiations par zone 6 pays sur 26 44

45 Coûts couverts par tarif 45

46 Puissance/énergie 46

47 Tarif d injection (G) Eur/MWh 47

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