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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 A i d / / D / S E R / M u l t i A c t i o n 0 7 P l a n S t r a t é g i q u e p o u r l e d é v e l o p p e m e n t d e s m a r c h é s d e l é l e c t r i c i t é Rapport Définitif novembre 2009 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 1. TABLE DES ABREVIATIONS CREG EAT EDF GRDE GRTE GWh MEM OM OS POA SD SI SONELGAZ SPE STEG TdR TSO UCTE UE UGP Commission de Régulation de l Electricité et du Gaz (Algérie) Equipe d Assistance Technique Electricité de France Gestion de Réseau de Distribution Electricité Gestionnaire du réseau de transport d électricité Giga Watt heure Ministère de l Energie et des Mines (Algérie) Opérateur de Marché Opérateur du Système 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 Transmission system operator Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (Europe) Union Européenne Unité de Gestion du Projet

3 2. SYNOPSIS Titre du Projet : Référence : Pays bénéficiaires : 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 Algérie, Maroc et Tunisie Nom Adresse Acteurs Adresses 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 Représentants de l Autorité Contractante : M. Abdelkader El Mekki Directeur Général de l Energie au ministère de l Energie et des Mines M. Abdelaziz Natouri, Directeur de l'electricité Mme Ghania Kaci, Directrice de l Unité de Gestion du Projet 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: M. Gilles DUBUISSON Directeur du Pôle Industrie, Energie, Infrastructures et Secteur Privé M. Hichame Selmaoui Directeur de Projets Fax Bernard Duhamel, Chef de l équipe d assistance technique Action 07 du POA 2008 : Plan Stratégique pour le développement des marchés de l électricité Titre du document : Rapport définitif Date du document : Novembre 2009 Auteurs du document : Celia Whitaker, Expert Senior Nombre de pages : 129

4 Table des matières Executive summary... Error! Bookmark not defined. I. INTRODUCTION Objectif de l étude Autres études livrées avec le projet Pourquoi réformer en Algérie?... 1 II. LA CONCURRENCE DANS LE SECTEUR DE L ÉLECTRICITÉ L objectif de la concurrence dans le secteur de l électricité Pourquoi réformer? Conditions préalables pour un marché concurrentiel Le marché de gros L Abus de position dominante Le marché de détail Les coûts échoués Les subventions croisées La conception d un marché concurrentiel La structure de secteur Les fonctions des opérateurs dans un marché libéralisé L ouverture du capital de l opérateur historique la privatisation III. LA SITUATION EN ALGÉRIE Introduction L environnement Introduction Les institutions La régulation Le climat général des affaires Le système électrique La production Le transport de l électricité La distribution de l électricité Le Commercial et la tarification La vente de la production La prestation de transport La vente aux clients finaux et la tarification Les échanges internationaux La clientèle et les clients éligibles La charge et la qualité de service Les acteurs du système : l opérateur du système Les acteurs du système : l opérateur marché... 32

5 12.13 Le Futur Marché de l électricité Le futur marché les acteurs du marché IV. EXPERIENCES DU CHILI, DE L AUSTRALIE ET DE L EUROPE L Objectif des Études de cas Le Chili Histoire du marché Développement d un marché concurrentiel Cadre législatif et réglementaire Le Marché National de l électricité, Australie Histoire du marché Développement d un marché concurrentiel Cadre législatif et réglementaire Les Expériences Européennes Histoire du marché Expérience du marché Le cadre législatif et réglementaire pour le marché intérieur de l électricité Leçons pour l Algérie Le Marché national de l électricité en Australie Le secteur de l électricité libéralisé du Chili États européens Pour tous V. ALGERIE : LES FREINS ET LES BARRIERES À LA CONCURRENCE Introduction Les avantages d Algérie Les points positifs Les freins et les barrieres identifiés Les causes endogènes au système Les causes exogènes l environnement Conclusions VI. LES SOLUTIONS POSSIBLEs Solutions possibles pour l émergence d un marché de gros Introduction Les options pour l Algérie Analyse Solutions possibles pour l émergence d un marché de détail Caractéristiques du secteur de l électricité algérien à connaître Assurer la sécurité d approvisionnement Le traitement des coûts échoués Recouvrement complet des coûts d approvisionnement Le traitement de subventions croisées Conclusions... 98

6 VII. LA MISE EN PLACE DE LA SOLUTION Le marché algérien Introduction Les phases de mise en place du marché : La structure nouvelle du marché - Recommandations Production Transport Distribution Contrats types take or pay Questions juridiques à résoudre Étapes préalables, processus et programmation Les étapes préalables pour l introduction de la phase A le marché de gros Les étapes préalables à l introduction de la phase B marché de détail Processus Programmation et délais Agence de mise en place Autres recommandations ANNEXE 1- Commentaires du Ministère de l Energie et des Mines

7 Liste des figures Figure 1 - Les piliers d'un marché de gros... 4 Figure 2 - Exemples d'activités anticoncurrentielles dans un marché de l électricité... 5 Figure 3 - Les piliers d'un marché de détail... 7 Figure 4 - Coûts échoués... 8 Figure 5 - Les subventions croisées Figure 6 - Les fonctions dans un marché concurrentiel Figure 7 - La mise en œuvre d'une privatisation Figure 8 - Interconnexions dans le NEM, Australie Figure 9 - Le Marché national de l'électricité Figure 10 - Concentration dans le marché NEM - gouvernement et non gouvernement Figure 11 - Structure du marché interne selon la Directive 2003/ Figure 12 - Indices IHH moyens calculés selon la capacité installée disponible Figure 13 - Plan indicatif pour l'ouverture du marché Liste des tableaux Tableau 1 - Répartition de la production Tableau 2 - Répartition par propriété Tableau 3 - Répartition de la clientèle Tableau 4 - Participation privée dans le secteur chilien de l'électricité Tableau 5 - Concentration du marché dans les réseaux SING et SIC Tableau 6 - Capacité dans le parc de production en Nouvelle Galles du Sud par propriétaire Tableau 7 - Capacité dans le parc de production d'australie méridionale par propriétaire Tableau 8 -Taux de défection dans le NEM Tableau 9 - Les freins et les barrières à la concurrence dans le cadre législatif et réglementaire : Tableau 10 - Comparaison macro sur les 10 paramètres de la procédure «Doing Business» Tableau 11 - Analyses des avantages et des problèmes associés à chaque option... 93

8 RÉSUMÉ EXÉCUTIF La présente étude n est que l'une des études rassemblées dans le projet mené par la Commission européenne : l'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". Cette étude, n 7 du POA 2009, examine d abord les raisons qui ont empêché le «marché» algérien d assister à l introduction d'une véritable concurrence en dépit d une loi favorable à la libéralisation, puis dans un deuxième temps, les solutions pour remédier à cette situation. Dans un monde idéal où les marchés fonctionneraient de façon optimale, la concurrence produirait une utilisation efficace des ressources, génèrerait des prix équilibrés et fonctionnerait avec des investissements économiques durables. Tout cela se traduirait par plus de prospérité et l accès à une grande variété de produits ou de services. Mais le monde idéal n existe pas, pas plus que la concurrence pure et parfaite. Pourtant, certains pays sont très attentifs à cette question de la concurrence afin de s approcher d une situation plus efficace et plus économique, ne nécessitant aucune régulation intensive. Aujourd hui, libéraliser le secteur de l électricité est devenu une règle ; bien sûr, les réformes peuvent se traduire par des gains concrets dans n importe quel pays, mais la démarche d un pays qui se limite à suivre la tendance sans en préciser l objectif poursuivi ou sans prendre en considération les caractéristiques du secteur, risque de se solder par un échec. La première question à se poser pour un gouvernement est : «pourquoi changer?». La réponse doit être précise. Les termes de référence de l étude 07 demandent une analyse des expériences européennes, un choix naturel du point de vue de la proximité de l Algérie avec l Europe. Malheureusement, le marché interne de l Europe ne présente pas une grande réussite en dépit des efforts menés pour introduire de la concurrence et, selon la Commission européenne, les objectifs d ouverture du marché ne sont toujours pas atteints : dans la plupart des Etats Membres la concurrence reste marginale et superficielle. En janvier 2007, le rapport final d une grande enquête sectorielle menée par la Commission européenne a été publié et certaines défaillances étaient constatées. Selon la Commission, les défaillances fondamentales suivantes existent dans la structure concurrentielle des marchés de l'électricité et du gaz actuels : «conflits d'intérêts structurels : conflits d'intérêts systémiques causés par une séparation insuffisante entre les réseaux et les parties du secteur soumises à la concurrence; lacunes dans l'environnement réglementaire : il subsiste un déficit réglementaire, en particulier pour les questions transfrontalières. Les systèmes réglementaires n'assurent actuellement qu'une couverture imparfaite de tous les cas de figure ; un manque chronique de liquidité, sur les marchés de gros de l'électricité comme du gaz : nos marchés manquent de vitalité et les monopoles antérieurs à la libéralisation conservent leur pouvoir de marché ; un manque général de transparence dans le fonctionnement du marché dans le secteur considéré.» Page 1

9 Selon la Commission : «ces défaillances requièrent une intervention urgente et, à cet égard, la priorité devrait être accordée à quatre actions : (i) (ii) (iii) réaliser un découplage effectif des activités de réseaux et de distribution, combler les lacunes réglementaires (notamment pour les aspects transfrontaliers), s'attaquer au problème de la concentration du marché et aux obstacles à l'entrée, et (iv) améliorer la transparence du fonctionnement du marché.» Il reste que ces expériences européennes sont utiles à l Algérie. Il nous est aussi paru utile de donner certains exemples de marchés qui ont effectivement réussi à introduire de la vraie concurrence. Deux pays ont été choisis : le Chili et l Australie. Pour plusieurs raisons : ces deux pays ont réussi a réaliser leurs objectifs contrairement à l Europe ; le marché national de l Australie est un regroupement d Etats fédéraux, avec leurs propres gouvernements et des lois et administrations différentes qui rendent nécessaires une harmonisation et un certain compromis entre eux, situation assez semblable au Maghreb ; le Chili était, au début des réformes, un pays dans une situation comparable à celle de l Algérie aujourd hui, c est un pays très grand, avec un long réseau linéaire et des interconnexions limitées avec l étranger. Ces deux pays ont réussi en suivant deux lignes de développement très différentes : le Chili très socialiste, centralisé, est géré et sous l emprise de l Etat ; l Australie est un pays libéral avec une tradition de concurrence et d entreprises privées. En somme, il existe une grande différence entre ces deux pays réformateurs et l Europe : le Chili et l Australie ont pris eux-mêmes la décision d introduire les réformes dans leur secteur électrique. Il n y eut aucune pression extérieure. Au contraire, la plupart des Etats membres de la CE sont obligés de réformer suite à l acquis communautaire sur le marche interne. Le manque de résultats en Europe reflète en grande mesure le manque d engagement des marchés et des acteurs dans le processus de la libéralisation des secteurs énergétiques. Le Chili et l Australie, ont réussi globalement à réaliser leurs objectifs en dépit de certains problèmes sur le chemin de la réforme. Face à leurs problèmes (une «grève» des investissements par les producteurs dans le cas de Chili, et un manque de liquidités sur le marché dans le cas de l Australie) les pays ont enquêté minutieusement et ont commencé une seconde vague de réformes pour mieux concrétiser la libéralisation une approche presque universelle dans les pays réformateurs, car il n est jamais possible de prévoir toutes les éventualités et de parfaire toutes les règles et structures dès le début. Ces expériences mondiales présentent quelques leçons importantes pour l Algérie : Une structure du marché qui sépare clairement les opérations de réseau des activités de production et de revente doit être mis en place dès le début quelle que soit la structure de la propriété Au sein du secteur de la production, la réduction de la concentration du marché doit être le principal objectif Dans le secteur du transport, l indépendance des secteurs concurrentiels de la production et de la vente au détail, ainsi que la transparence sur les conditions d'accès et la méthode de tarification sont essentiels Page 2

10 La réglementation doit être transparente et cohérente ; les conditions de tarification et d'accès doivent inciter à la performance et à la disponibilité des installations ainsi qu'à encourager un investissement efficace Les conditions du marché de gros (vente en gros et approvisionnement en électricité) doivent donner des signaux clairs en matière de cohérence et de tarification efficace ; il faut favoriser les investissements dans la production, et pour ce faire, créer un mécanisme transparent pour rémunérer les producteurs La volonté de réformer du gouvernement souverain est sans doute l'unique facteur déterminant qui différencie la réussite de l'échec, même lorsque tous les autres critères sont réunis. En l absence d une véritable volonté de réforme au niveau national (ou fédéral), toutes les mesures introduites se révèleront compromises et probablement sans effet Aucun marché ne sera jamais parfait, spécialement dans les premiers instants où la distance à parcourir est encore très longue ; il est inutile de viser la perfection, ou de chercher à tout régler à la fois il faut simplement procéder par étapes Le temps nécessaire ne doit pas être sous-estimé. Aujourd hui le secteur électrique en Algérie est caractérisé par : Une capacité de production de plus de MW détenue à plus de 80% par la SONELGAZ, la réforme récemment introduite à permis l émergence encore timide - d autres opérateurs : SONATRACH et SNC Lavalin. Un réseau de transport conséquent, en phase de mutation suite aux énormes investissements qui y sont injectés. A court terme, il doit permettre la levée des contraintes et des congestions qui y étaient présentes et une amélioration notable des paramètres de qualité de service ainsi que la réduction des pertes Une distribution qui pourvoit aux besoins de 97% de la population avec plus de 6,4 Millions de clients toutes tensions confondues, mais avec des problèmes de qualité de service : plus de 18% de pertes et un portefeuille conséquent des impayés. La Loi du 05 Février 2002 relative au secteur a introduit de profonds changements dans le secteur de l électricité en Algérie. Les plus significatives étant : L ouverture de la production électrique à la concurrence L accès libre et non discriminatoire aux réseaux La mise en place d une autorité de régulation La restructuration de l opérateur historique, SONELGAZ Page 3

11 Cependant, la mise en place des dispositions de cette loi s est heurtée à quelques entraves. En lançant la réforme du secteur de l électricité comme d ailleurs des autres secteurs marchands l Algérie s est engagée dans un processus difficile, complexe et qui nécessite, pour sa réussite, des efforts et des aménagements dans beaucoup de domaines. L Algérie part avec des avantages indéniables dont les plus significatifs sont : Un dispositif législatif - en cours de renforcement - à même d encadrer cette réforme qui définit les orientations à prendre Une restructuration réussie (qui se poursuit encore) de l opérateur historique (la SONELGAZ) qui le prépare aux transformations à venir Une croissance de la consommation soutenue, à même de garantir durablement un marché pour les nouveaux entrants Une disponibilité de sources primaires d énergie pouvant assurer pour de longues périodes la couverture des besoins nationaux et, dans cette phase, à des coûts intéressants. Par contre, certains freins sont apparus et contrarient la concrétisation des objectifs de la réforme ou du moins la retardent. Ces freins se situent à deux niveaux : un niveau interne au secteur (causes endogènes) et un niveau environnemental (causes exogènes). Parmi les causes endogènes on peut citer : Certaines dispositions de la Loi sur le secteur : par ex : l article 168 qui consacre le maintien de la position dominante de la SONELGAZ et pourrait constituer une barrière à l introduction de nouveaux acteurs dans la production. Le poids de la SONELGAZ qui a le contrôle de tous les segments du secteur et qui se renforce encore avec de nouveaux investissements dans le domaine particulier de la production L indépendance des opérateurs régulés, GRTE et OS, bien qu elle soit consacrée par la Loi, celle-ci ne donne pas les garanties suffisantes pour l exercice réel de cette indépendance. Le système d information en place n est pas adapté à la nouvelle situation. Il est vrai cependant que des transformations sont en cours pour le rendre compatible avec les nouvelles Les imprécisions sur les activités de la distribution et les réseaux Le blocage des tarifs sans qu il soit suivi de mesures compensatoires à même de garantir les revenus des acteurs Pour ce qui est des causes exogènes, celles-ci tiennent de l environnement général des affaires dans le pays et, en réalité, concernent tous les types d investissements. Elles concernent les domaines suivants : Le domaine juridique : si un dispositif global a été mis en place pour encadrer l ensemble des réformes et mettre la législation du pays en conformité avec les pratiques internationales, le problème est celui de l applicabilité de ces lois et règlements. Des réserves sont à faire concernant en particulier l indépendance, l impartialité et parfois le traitement sélectif des affaires enrôlées. Page 4

12 La remise en cause des avantages consentis pour les IDE (Investissements directs étrangers) comme, par exemple, la récente décision de remise en question de la propriété des terrains d assiette. Les difficultés administratives formelles ou informelles, le manque d efficacité de l administration, en particulier du secteur bancaire, les délais de traitement et (plus grave) la corruption. La fiscalité, outre sa complexité, c est surtout le niveau d imposition qui est jugé exorbitant. Le climat général des affaires : respect des engagements contractuels, garanties de paiement, performance bancaire, usage immodéré du «fiduciaire» et absence de moyens modernes de règlements, etc. La communication constitue l un des points faibles : insuffisante, mal ciblée, absence de cohérence, dépassée. Le système d information institutionnel : peu d information accessibles, difficiles à obtenir, parfois dépassées. Usage quasi exclusif du français, quand l anglais pourrait parfois s avérer utile. Absence d un marché financier national qui pourrait servir de baromètre à l économie du pays. L orientation du pays induite par une certaine aisance financière - vers l acquisition de biens prêts à l usage au lieu de la mise en place de systèmes créateurs de richesse. Le cadre de vie et la sécurité. Ces freins sont nombreux, bien sûr, mais s il existe de la volonté politique, tout est possible. Face à cette situation, comment le pays peut-il s en sortir? Dans le rapport nous avons suggéré un chemin menant vers l objectif visé. La première étape est l identification des options disponibles pour le pays.. Cinq options générales pour l Algérie peuvent être considérés : Option A Situation actuelle : «statu quo» et liberté d investissement dans la production Option B Maintien du parc actuel de production propriété de SONELGAZ et restreindre sinon bloquer les investissements futurs de SONELGAZ Option C Ouvrir le capital de SONELGAZ, privatiser une partie de son parc (par exemple : 30 %) et restreindre ses investissements Option D Identique à l option précédente avec une partie du parc SONELGAZ à privatiser plus importante (ex : %) Option E Privatiser totalement la production de SONELGAZ (Nous avons écarté la solution basée sur les VPP (Virtual Power Plant) pour la simple raison que cela ne pourra pas favoriser l émergence d une véritable concurrence mais créera plutôt une situation de Page 5

13 concurrence artificielle dans laquelle la spéculation, et donc une tension sur les prix, apparaîtrait ce qui aurait l effet inverse de celui recherché.) Le rapport détaille les points positifs et négatifs de chaque option. La première option le statu quo n est pas compatible avec la politique exprimée dans la Loi Elle est mentionnée ici parce que, de fait, c est la situation actuelle. Si on élimine l option A, incompatible avec la politique exprimée dans la loi, il reste à choisir entre les options B, C, D et E La différence entre elles est une question de degré : plus le capital des filiales de production de la SONELGAZ est ouvert, plus le degré de concurrence est élevé. Les expériences à l étranger montrent qu une concentration de production sous le contrôle de l opérateur historique de plus de 30 % constitue une barrière significative à la concurrence. Un défaut commun à plusieurs réformes consiste à commencer par des mesures trop modestes, qui nécessitent par la suite une seconde vague de réformes (donc des dépenses supplémentaires) pour renforcer le marché et atteindre les objectifs initialement prévus. Les expériences européennes et australiennes présentées dans le rapport (ainsi que celles de nombreux autres pays) soulignent l importance de prendre des décisions fermes et audacieuses dès le début pour ne pas avoir à recommencer les réformes plus tard. Il faut aussi se rendre compte que, bien que les gains potentiels d une réforme soient importants, les frais de sa mise en place sont également considérables. Compte tenu de ces expériences et de la politique du Gouvernement de l Algérie exprimée dans la loi 02-01, les options B et C ne répondent pas aux besoins. Une concurrence réelle et forte n est pas réalisable dans ces conditions. Seules sont indiquées les options D et E (ou bien une variante) avec une diminution de la concentration de la production sous le contrôle de la SONELGAZ de pas moins de 70 %. Nous proposons que la structure du marché de l électricité en Algérie soit modifiée pour créer les conditions préalables à la concurrence. Les modifications minimales requises sont les suivantes : La restructuration patrimoniale : l ouverture du capital de SONELGAZ SPE et de ses filiales dans le but de réduire la concentration du parc de production à 30 % au maximum ; La restructuration organisationnelle du secteur : la séparation totale de l opérateur du système et du marché dans une entité tout à fait indépendante des intérêts de la production, de la fourniture et surtout de la SONELGAZ. Le capital de l entité d exploitation ne doit pas être ouvert aux opérateurs du secteur. Comment réduire la concentration excessive de la SONELGAZ? La réponse est en quatre parties : Premièrement : pour les nouvelles centrales, il faut continuer à créer une société par actions pour chaque nouvelle centrale que la SONELGAZ est en train de faire construire. Pendant une période transitoire, les parts doivent appartenir à 100 % à l État (par exemple, 50 % au Ministère de l Énergie et des Mines et 50 % au Ministère des Finances) ; la SONELGAZ peut être autorisée à construire et exploiter pendant cette période transitoire par l intermédiaire d entrepreneurs EPC 1 mais elle n est pas actionnaire elle agit comme agent de mise en place de la nouvelle capacité pour le gouvernement pendant la période transitoire. De cette façon, on sécurise 1 EPC = Engineering, Procurement, Construction Ingénierie, Acquisition, Construction Page 6

14 l approvisionnement de l électricité, mais on ne renforce pas la concentration patrimoniale de l opérateur historique. Deuxièmement : pour la SPE, il faut laisser diminuer naturellement la capacité qu elle exploite avec le déclassement des vieilles centrales (les remplaçantes ne doivent pas être attribuées à la SPE mais plutôt aux nouvelles SPA voir ci-dessus). Troisièmement : Examiner la capacité totale existante et en cours de construction dans le secteur, et regrouper les centrales en un certain nombre de pôles de production. Chaque regroupement doit créer une combinaison raisonnable de capacité du point de vue du dispatching selon leur position dans l ordre de priorité, leur âge (efficacité) et leurs coûts de production. Le but n est pas d avoir des regroupements identiques (ce qui n est pas possible) mais de permettre à la concurrence de s exercer dans toutes les parties de la courbe de production (base, «midmerit», pointe). Il faut imaginer que chaque pôle représente un producteur - acteur du marché. Pour garder la concentration de chaque producteur acteur dans le parc total de la production à un niveau inférieur ou égal à 30%, on a besoin d au moins quatre pôles de production. Quatrièmement : Ouvrir le capital des sociétés existantes (SKS, SKB et Kharama) et des sociétés nouvelles aux actionnaires privés. La structure recommandée pour le «transport» est présentée ici en deux parties : a. Gestionnaire du réseau de transport Un des principes fondamentaux pour un marché de gros concurrentiel est la séparation des fonctions de la production et de la distribution de celle du transport. La Loi confie la mission de la gestion du réseau à la SONELGAZ. Pour éviter une modification de la loi, il est possible de confirmer ce rôle mais il faut absolument que la fonction soit strictement régulée et surveillée pour éviter les problèmes d abus. b. Les opérateurs du système et du marché La Loi parle de l établissement de deux opérateurs celui du système et celui du marché. Pour des raisons d efficacité (de moindre coût) et de sécurité (une coordination plus proche), nous recommandons que les fonctions d opérateur du marché soient confiées à la filiale déjà créée pour l opérateur du système. Les actifs de cette filiale doivent être transférés à l État (par exemple, 50 % au Ministère de l Énergie et des Mines et 50 % au Ministère des Finances) pendant une période transitoire. Avant l ouverture du marché de détail, la structure opérationnelle de la distribution en Algérie peut rester comme prévu dans la loi 02-01, sauf qu il faut bien distinguer la fonction «GRD» de la fonction de vente aux clients finals. Aujourd hui, l Algérie a quatre société de distribution Alger, Ouest, Est et Centre. La loi prévoit que le capital des sociétés de distribution appartenant à 100 % à SONELGAZ peut être ouvert aux autres actionnaires. L activité de monopole du GRD doit être séparée de la fonction concurrentielle de la vente. La séparation juridique ne suffit pas dans un marché de détail concurrentiel, il faut qu il y ait également une séparation patrimoniale. Dans un premier temps, avant de baisser le seuil d éligibilité, la fonction de la vente pour les clients captifs peut rester dans la même société que le GRD mais très important il faut que la Page 7

15 séparation soit faite selon les critères d éligibilité et non pas selon la différence entre les clients tarifaires et les clients contractuels (qui n est pas fixée). Lors de l ouverture du marché de détail, ces deux fonctions devront être séparées complètement, même sur le plan patrimonial. Depuis la promulgation de la Loi 02-01, l Algérie a procédé à la réalisation progressive des dispositions de la loi. Le processus est encore en cours. Aujourd hui, la CREG est en face d une difficulté assez commune dans les secteurs qui subissent une réforme. Pourquoi finaliser le processus si aucun indépendant ne manifeste le souhait d entrer dans le marché concurrentiel? Malheureusement ce n est pas une stratégie gagnante. La plupart des arrangements doivent être en place et le processus finalisé et expliqué dans les délais prévus avant l ouverture. Cette approche semble plus risquée (on crée le marché, mais les concurrents ne viennent pas alors les efforts étaient inutiles). En réalité, c est le contraire. Le processus doit être minutieusement programmé, une période de préparation prévue (au minimum un an, normalement plus). Ensuite, vient le jour de l ouverture du marché (fixé de longue date). Pour réussir pleinement l introduction d une véritable concurrence, le secteur de l électricité algérien a d abord besoin d une période de préparation suffisamment minutieuse, que l on peut diviser en six grandes tâches : consultation interne et confirmation de la politique énergétique ; définition des besoins informatiques et mise en place des arrangements pour obtenir les données ; modification du cadre législatif et réglementaire ; changements structurels et patrimoniaux ; communication interne et à l étranger ; mise en place du marché spot. L objectif de ce rapport était de préciser les actions nécessaires à l introduction de la concurrence dans le marché de l électricité en Algérie. Notre analyse de la situation locale nous laisse croire que les conditions nécessaires à la concurrence ne sont pas réunies en Algérie ; de plus, certaines dispositions législatives et réglementaires lui font défaut. Une simple lecture du cadre législatif et réglementaire fait ressortir ces problèmes. Nous avons proposé une solution pour atteindre la mise en place de la concurrence qui est le but visé pour le secteur. Notre expérience comme expert, et l expérience mondiale, nous confirment que cette approche est nécessaire. Certes, nos propositions impliquent des décisions importantes et difficiles, de la part du gouvernement Algérien. En conclusion de ce rapport nous formulons les recommandations suivantes: (a) (b) (c) S engager complètement et franchement dans l ensemble du processus ou retourner en arrière. Une demi-réforme coûterait cher au secteur, aux consommateurs et au gouvernement sans procurer les gains escomptés. Ne pas se cacher la vérité. Consulter le secteur et négocier avec les acteurs intéressés en Algérie. Si certaines de leurs préoccupations sont légitimes, il faut en tenir compte; éviter la confrontation Page 8

16 aujourd hui c est être sûr de la retrouver plus tard, peut-être dans des conditions plus difficiles. (d) (e) Consulter les investisseurs potentiels et considérer leurs besoins dans les limites du raisonnable garder le dialogue ouvert avec eux pendant le processus. Ne pas prévoir d ouvrir le marché de la fourniture aux consommateurs résidentiels sans avoir bien évalué les coûts de cette ouverture et les gains réalisables. Page 9

17 I. INTRODUCTION 2.2 Objectif de l étude Depuis 2002, l Algérie dispose d une loi ouvrant les secteurs de l électricité et du gaz à la concurrence. La réglementation secondaire vient d être complétée par les textes relatifs à l accès des tiers au réseau et à l éligibilité des consommateurs parachevant ainsi le dispositif réglementaire nécessaire au bon fonctionnement d un marché. Malgré la disponibilité de la réglementation et la publication par la Commission de régulation de l électricité et du gaz (CREG) du plan indicatif décennal , aucun producteur indépendant n a spontanément manifesté la volonté de s'installer. Cette étude vise à examiner les conditions que l Algérie doit rassembler en vue de l émergence d un marché de l électricité. Les résultats de cette étude bénéficieront indirectement à la Tunisie et au Maroc qui en sont au stade préliminaire de restructuration de leurs systèmes électriques. 2.3 Autres études livrées avec le projet La présente étude n est que l'une des études rassemblées dans le projet mené par la Commission européenne : l'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". Madame Miriam Oriolo avait réalisé, dans la fiche n 11, une étude complémentaire sur l harmonisation des cadres législatifs des trois pays. Plutôt que répéter l analyse de Madame Oriolo, nous allons développer ici les aspects d harmonisation qui nous concernent, c.-à-d. les questions concernant la concurrence dans le marché de l électricité. Ces deux études sont toutefois liées. La fiche n 11 a pour objectif d abord d identifier les barrières légales à l émergence d un marché dans les trois pays du Maghreb, puis de proposer des solutions pour harmoniser les cadres législatifs. La présente étude de la fiche n 7 examine, plus en détails, les raisons qui ont empêché le «marché» algérien d assister à l introduction d'une véritable concurrence en dépit d une loi favorable à la libéralisation, puis dans un deuxième temps, les solutions pour remédier à cette situation. 2.4 Pourquoi réformer en Algérie? Dans le cas du secteur algérien de l'électricité, il faut se demander pourquoi le gouvernement a décidé d ouvrir le secteur à la concurrence. Sans une vision parfaitement claire de l objectif d une telle reforme, il est impossible d'évaluer son succès. Les consultants ne sont pas en mesure de dire clairement si le gouvernement veut simplement éviter ou limiter les barrières à l exportation de ses produits énergétiques vers l Europe, si, par manque de fonds, il est vraiment obligé d attirer des capitaux privés pour financer les investissements nécessaires à l alimentation en l électricité, ou encore, s il pense que la concurrence va stimuler l efficacité dans la chaîne de l alimentation et abaisser les coûts. Toutes ces questions sont légitimes (elles s'appliquent même simultanément). Si le gouvernement ne définit pas clairement son objectif, le risque d échec est élevé. Il est tout aussi normal de se demander pourquoi l Algérie n a pas réussi à introduire une véritable concurrence dans le secteur de l électricité et comment peut-elle le faire. À ce sujet, il convient de rappeler que en dépit d une loi pro concurrence en Europe la majorité des États-membres ont également échoué dans l introduction d une véritable concurrence. En somme, la raison de la situation actuelle est assez simple : la plupart des pays veulent profiter des marchés voisins tout en cherchant à Page 1

18 protéger leurs marchés intérieurs, notamment au niveau de la production de l électricité. Dans la mesure où la Directive 54/2003 n impose pas une séparation patrimoniale aux opérateurs (de production, transport, etc.), la production reste dans les faits un monopole (ou marché extrêmement concentré). Si le coût du transport reste évidemment le même pour tous le monde, le meilleur moyen dont dispose un fournisseur pour se différencier de ses concurrents réside dans le prix d achat de son électricité (les frais directs d un fournisseur sont normalement négligeable dans le prix de vente). Si tous les fournisseurs achètent leur électricité au même vendeur (qui est ainsi le vendeur unique), une véritable concurrence est impossible. Dans ce rapport, nous allons bien sûr montrer que le cadre législatif et réglementaire en Algérie présente quelques freins à la concurrence. Cependant, toute loi est modifiable. En réalité, le critère clef pour mener à bien l instauration d une véritable concurrence dans le secteur de l électricité d un pays quel qu il soit réside dans la volonté de son gouvernement. Si un gouvernement est convaincu de la nécessité d un certain objectif dans l'intérêt de l État et de son peuple, alors absolument tout est possible. Nous allons commencer cette étude par la définition de quelques aspects de la concurrence : les objectifs, les principes et les problèmes de mise en place. Le présent rapport est divisée en plusieurs parties (Titre), chacune consacrée à un point bien précis : Titre II définition de certains aspects de la concurrence ; Titre III éclairage sur la situation locale en Algérie, et le processus des reformes jusqu'à aujourd hui ; Titre IV exposé des expériences faites dans d autres pays ; Titre V identification des freins et des barrières à la concurrence dans le secteur de l électricité ; Titre VI identification des solutions possibles aux freins et barrières ; Titre VII recommandations sur le chemin à suivre pour arriver à une solution. Page 2

19 II. LA CONCURRENCE DANS LE SECTEUR DE L ÉLECTRICITÉ 3. L objectif de la concurrence dans le secteur de l électricité Avant d identifier les freins et les barrières à la concurrence dans le secteur de l électricité en Algérie ainsi que les solutions pour limiter leur impact ou les faire disparaître, il nous paraît utile de préciser les points suivants : le concept de la concurrence et l objectif poursuivi par sa promotion, les conditions nécessaires à sa mise en place quelques problèmes fondamentaux inévitable dans tout marché libéralisé. Nous allons définir certains aspects de la structure d un marché libéralisé ainsi que les rôles et fonctions des opérateurs qui nous paraissent également utiles. 4. Pourquoi réformer? Dans un monde idéal où les marchés fonctionneraient de façon optimale, la concurrence produirait une utilisation des ressources efficace, génèrerait des prix équilibrés et fonctionnerait avec des investissements économiques durables. Tout cela se traduirait par plus de prospérité et l accès à une grande variété de produits ou de services. Le monde idéal n existe pas, pas plus que la concurrence pure et parfaite. Pourtant, certains pays sont très attentifs à cette question de la concurrence afin de s approcher d une situation plus efficace et économique, ne nécessitant aucune régulation intensive. Les premiers mouvements de réforme de marchés nationaux de l électricité sont nés dans les années 80 en réaction à une situation problématique qui demandait une solution radicale. Les situations étaient les suivantes : il fallait trouver une meilleure façon de gérer le secteur et faire preuve de plus de discipline en matière de gestion des coûts pour assurer la viabilité des opérations électriques et garantir une ultérieure vague d investissements dans le secteur ( au Royaume Uni et au Chili) ; il fallait régler les problèmes qui se manifestaient après une longue période sans investissement, investissements que le gouvernement ne pouvait fournir (en Argentine). Aujourd hui, libéraliser le secteur d électricité est devenu une mode ; bien sûr, les réformes peuvent se traduire par des gains concrets dans n importe quel pays, mais la démarche d un pays qui se limite à suivre la tendance sans en préciser l objectif poursuivi ou prendre en considération les caractéristiques du secteur, risque de se solder par un échec. La première question à se poser pour un gouvernement est «pourquoi changer?». La réponse doit être précise. Après une vingtaine d années de diverses expériences dans le monde, il est tout à fait possible d identifier les conditions préalables à l introduction de la concurrence dans le secteur de l'électricité, où que ce soit, bien que chaque pays ou chaque secteur présente des problèmes spécifiques à rectifier. Page 3

20 5. Conditions préalables pour un marché concurrentiel La conception d un marché concurrentiel de l électricité fait habituellement appel à une scission en deux parts distinctes : le marché de gros et le marché de détail. 5.1 Le marché de gros Une véritable concurrence dans le marché de gros la vente en gros (par les producteurs) aux opérateurs ou acheteurs permet d assurer la sécurité d approvisionnement tout en exerçant une pression réductrice sur le prix d électricité. Il existe des conditions préalables au bon fonctionnement du marché de gros : Figure 1 - Les piliers d'un marché de gros Les sept piliers d un marché de gros d électricité concurrentiel : 1. La séparation des fonctions issue du monopole en transport, distribution et contrôle. Cette dernière regroupe la surveillance du dispatching et sur respect de la concurrence au niveau de la production et de la vente (marché de gros et de détail). Les conditions d accès et les règles d opération du réseau sont transparentes et rationnelles - et ne peuvent pas être modifiées sans consultation. 2. La réduction des positions dominantes dans le marché de production et de la fourniture aucun opérateur ne détient une part dans chaque secteur supérieure à 30 %. 3. Le dispatching est absolument indépendant des intérêts de la production et de la fourniture. La plus grande transparence doit être respectée. 4. Une régulation forte, efficace et indépendante (juridiquement et financièrement mais aussi dans ses jugements) du gouvernement, qui prend des décisions de façon prévisible, stable et rationnelle, dont il est possible de faire appel auprès de juridictions supérieures. 5. Les règles du marché sont transparentes et rationnelles - elles ne peuvent être modifiées sans consultation. Elles permettent de calculer les revenus prévisionnels avec un certain degré de assurance. 6. L information, notamment sur les coûts de fonctionnement des opérateurs dominants, est rendue publique suivant un système de séparation de comptes conforme aux bonnes pratiques internationales. 7. Possibilité de contacter librement un partenaire et en toute confidentialité pour l achat / vente d électricité. Avant de réfléchir aux conditions préalables à un marché de détail concurrentiel, il faut d abord prendre en considération un des barrières les plus importantes au marché de gros l abus de position dominante dans le secteur, normalement par le ou les opérateur(s) historique(s). Page 4

21 6. L Abus de position dominante Dans n importe quel secteur, l existence d un monopole ou un duopole est, par définition, incompatible avec la concurrence. Cette incompatibilité est bien sûr plus évidente dans un marché monopolistique, mais elle existe aussi dans un marché duopole (voire oligopolistique) en raison du risque de l abus de position dominante par la formation d un cartel. Plus nombreux sont les opérateurs dans un marché, moins la part de marché de chacun est grande. En diminuant la concentration du marché, le risque qu un opérateur abuse de sa position dominante diminue aussi. Dans un secteur de l électricité réformé, des risques importants d abus pouvant limiter la concurrence. La Figure 2 - Exemples d'activités anticoncurrentielles dans un marché de l électricité illustre les cas d abus les plus communs. Figure 2 - Exemples d'activités anticoncurrentielles dans un marché de l électricité Pratique «prédatrice» Un monopole ou un cartel peut profiter de sa position dominante sur le marché pour manipuler les prix. L abus le plus commun, surtout dans le marché de gros, c est de maintenir les prix bien au-dessous des coûts de production pour réaliser des gains très importants. Le régulateur n a pas accès à toutes les données, notamment dans le marché de gros où il est assez facile pour un monopole ou un cartel de cacher ses véritables activités. Un autre activité prédatrice consiste à provoquer une brusque chute des prix dans le marché à un niveau inférieur aux coûts réels (ils ont largement les moyens de résister à une période de pertes causées par des prix très bas, comparé à leurs concurrents plus modestes). Cette activité est assez commune dans le marché de détail afin d éliminer (ou d affaiblir) la concurrence. Exemple : au début des années 1990 au Royaume-Uni, les clients consommant plus de 1MW en moyenne annuelle avaient le droit de choisir leur fournisseur. Un fournisseur disposait d un territoire avec très peu de clients éligibles ; son voisin un fournisseur trois fois plus grand en avait beaucoup. Le premier fournisseur gagna beaucoup de clients dans le territoire de son voisin. Face à ce succès, le second fournisseur brandit la menace d une réaction prédatrice. «Si vous continuez à prendre nos clients, nous allons casser les prix et vous n allez jamais survivre». Un accord oral fut conclu les deux fournisseurs allaient respecter un maximum de 10 % de clients échangés. Cette situation dura pendant environ cinq ans ; le régulateur soupçonnait bien une atteinte à la concurrence mais, en l absence de preuve convaincante, il décida de changer la structure du marché pour réduire la position dominante de certains fournisseurs au lieu de porter plainte à l agence chargée des questions de concurrence la «Monopolies and Mergers Commission». Il existe une autre pratique prédatrice assez répandue parmi les opérateurs de réseaux de distribution et les fournisseurs. Historiquement, l activité «commerciale» était plutôt une activité de comptabilité et de facturation liée mais subordonnée à l activité de livraison d électricité par le réseau de distribution. Avec les réformes dans les marchés d électricité et l introduction de la concurrence dans la fourniture d électricité, le concept de «livraison» est devenu «vente» une activité, non plus administrative mais commerciale soumise à la concurrence. Un défaut classique lors d une restructuration consiste à garder les deux activités dans la même filiale ou groupe. Pourtant, la séparation des activités concurrentielles des activités non concurrentielles est fondamentale à ce stade. Page 5

22 Exemple : dans le marché de détail, quand un client veut changer de fournisseur, le gestionnaire de réseau de distribution doit être averti. Il peut passer cette information à ses collaborateurs chargés de la commercialisation. Au Royaume-Uni, un certain fournisseur, très actif sur le marché concurrentiel, a remarqué que, dans certaines zones, beaucoup de ses nouveaux clients (toujours les plus attractifs) finissaient par se rétracter en respectant la procédure de préavis. Quelques clients ont admis «hors caméra» qu ils avaient été approchés par le fournisseur local proposant une offre imbattable voire déloyale. «Refus d entretenir des relations commerciales» Une activité anticoncurrentielle se retrouve dans tous les marchés, celui de l électricité n y échappe pas : la partie qui doit fournir une service refuse de respecter ses engagements auprès de certains clients. Cette situation peut survenir dans deux secteurs importants du marché : la vente aux clients éligibles et l accès aux réseaux. Vente aux clients éligibles Autre principe important d un marché concurrentiel, les prix doivent refléter les coûts d approvisionnement. Pour une certaine catégorie de consommateur, les tarifs sont fixés en fonction de la moyenne d un «panier» de prix. Par contre, dans le marché concurrentiel, un client important (industriel ou commercial) négocie un prix fixé en fonction de ses propres coûts d approvisionnement. En conséquent, certains gros consommateurs dont les coûts d approvisionnement sont supérieurs à la moyenne bénéficient d un meilleur prix sur le marché concurrentiel. Si le client change de régime tarifaire, le fournisseur va perdre de l argent. Dans ces conditions, il peut, à condition que ce ne soit pas strictement interdit, refuser de proposer un contrat librement négocié. Bien sûr, avec la présence d autres fournisseurs sérieux qui constituent une forte concurrence, ce problème n est plus, le client pouvant changer de fournisseur. Accès aux réseaux Dans le secteur de l électricité, la plus notoire des mauvaises pratiques est sans doute celle consistant à décourager de nouveaux producteurs de s installer ou à les reléguer sur certaines zones reculées du réseau pour protéger les intérêts des filiales productrices ou augmenter les frais de transport ou de raccordement. En réaction à cette situation, le régulateur oblige habituellement le transporteur (ou le distributeur) à traiter ses clients de façon non discriminatoire et totalement transparente, mais aussi exige la séparation des intérêts du réseau de ceux des producteurs. Un autre problème commun à de nombreux marchés réside dans le droit du gestionnaire de réseau de refuser l accès au réseau dans les cas de contraintes sur le réseau ou de capacité insuffisante (cf. la législation européenne). Cela semble logique mais il existe un risque d abus. Autre solution, il faudrait obliger le gestionnaire d offrir la possibilité d un raccordement incluant tout ou partie des coûts d approvisionnement (conformément à une pratique équitable, économique et contrôlée) du volume nécessaire. Par exemple, au Royaume-Uni, ce principe était si important (pour tous les opérateurs) qu il dû être inscrit dans la loi, et non simplement dans la licence (où figurent notamment les règles d opération anti-discriminatoire) Discrimination dans la répartition (Dispatch) Dans le marché de gros, les producteurs indépendants craignent surtout les risques de discrimination Page 6

23 au niveau de la répartition. L indépendance de l opérateur vis-à-vis des intérêts des différents concurrents du marché et du système (dans la production, la commercialisation ou la fourniture d électricité) est obligatoire, tout comme la transparence des calculs de répartition et des opérations de tous les acteurs du secteur. Pour instaurer une véritable concurrence dans un marché quel qu il soit, il faut qu il existe plusieurs opérateurs (vendeurs) et que le risque de cartel ou de pratiques anti concurrentielles soit minimisé par la réduction de la concentration des marchés de gros et de détail 2. Plus les opérateurs sont nombreux, moins les risques sont grands. 6.1 Le marché de détail Créer un marché de gros concurrentiel est assez simple 3. La tâche est plus complexe et plus coûteuse pour le marché de détail. Cette différence semble venir de deux raisons : 1. plus les acteurs du marché sont nombreux (les clients éligibles sont aussi considérés comme des acteurs), plus il y a de transactions et plus les acteurs doivent échanger des données entre eux ; 2. le fait que, historiquement, la fonction de «la fourniture» (vente aux consommateurs) n existait pas ; auparavant, il s agissait plutôt d une activité de comptabilisation et de facturation liée - mais subordonnée à - la livraison d électricité par le réseau de distribution. Figure 3 - Les piliers d'un marché de détail Les six piliers d un marché de détail d électricité concurrentiel : 1. La forte concurrence dans le marché de gros. 2. Contrats et facturation : pour l ancien et le nouveau fournisseur, autant que pour le client, c est la question la plus importante. Pour qu un marché puisse bien fonctionner, les responsabilités du client envers son ancien fournisseur aussi que son nouveau fournisseur doivent être bien compris par le client et les fournisseurs; le contraire est aussi vrai les responsabilités des deux fournisseurs envers le client doivent être aussi bien compris par tous. 3. Processus d échange de clients. Le distributeur, les deux fournisseurs et le client doivent y participer. Le client doit bien savoir comment initier le processus et comment ça va se dérouler. Les rôles du distributeur, de l ancien fournisseur et du nouveau fournisseur doivent tous être bien clairement établis. 4. Processus d échange d informations. Pour un transfert de client réussi, les échanges 2 Rappel, la définition de la concentration d un marché du Bundeskartellamt de l Allemagne est cité dans la section 35 3 Du point de vue de la faisabilité Page 7

24 d informations relatives au client sont essentiels. Ils doivent être efficaces, confidentiels et exacts. Sans quoi, un fournisseur ne peut pas rendre sa facture finale, rompre ou commencer un contrat. Chaque distributeur doit tenir des registres exacts et à jour des fournisseurs qui se connectent sur chaque point de raccordement, de telle sorte que la liquidation sur la vente d électricité puisse être faite précisément. 5. Le comptage (ou la courbe de charge profilée) est d une importance capitale pour le client, le fournisseur et le distributeur. 6. Processus de libéralisation. Les clients qui veulent faire valoir leurs droits à changer de fournisseur ont besoin d instructions claires sur la marche à suivre. Un document doit expliquer le processus de libéralisation, les rôles, les droits et les obligations de chaque opérateur présent sur le marché et très important les droits et les obligations du client. On ne peut pas ouvrir le marché de détail à la concurrence sans répondre à certaines questions : comment protéger les clients résidentiels, notamment les clients qui ont du mal à payer le prix normal de l électricité? Comment maintenir certaines subventions nécessaires sans fausser le marché? Comment éviter les effets contraires de certaines décisions historiques sur le marché? Dans les deux sections suivantes, nous allons examiner ces deux dernières questions. 7. Les coûts échoués Dans le secteur d électricité, on trouve des systèmes de prélèvement institué par un gouvernement et transitant par un fonds pour compenser les coûts d'engagements ou de garanties qui risqueraient de ne pas pouvoir être honorés en raison de l application d un changement de loi ou de réglementation. Ces engagements ou garanties d'exploitation peuvent dans les faits revêtir des formes diverses : contrats d'achat à long terme, investissements réalisés avec une garantie implicite ou explicite de débouchés, investissements en dehors de l'activité normale, etc. Les normes de bonne pratique indiquent qu un système de prélèvement ne recouvre pas la totalité des coûts échoués ; une partie est, au contraire, perdue pour promouvoir la concurrence et pour que les consommateurs puisse jouir de quelques bienfaits qu ils sont en droit d attendre avec la réforme du secteur et l arrivée de la concurrence. La Figure 4 ci-dessous donne quelques exemples du traitement des coûts échoués par les contrats de longue durée. Figure 4 - Coûts échoués Actifs (coûts) non recouvrables ou «échoués» Définition : actif (ou les coûts d investissement associés avec l actif) ayant moins de valeur dans le marché que sur le bilan car il est devenu obsolète avant sa dépréciation complète. Exemple 1 : La Slovénie Pendant la période d économie dirigée, les investissements dans le secteur d électricité en Slovénie avaient pour but le renforcement de la sécurité d approvisionnement en Ex- Page 8

25 Yougoslavie. La rentabilité des projets n était pas la première priorité. Le gouvernement avait décidé de construire des centrales thermiques pour brûler le lignite slovène. Une centrale nucléaire fut aussi construite. Avec la libéralisation du secteur slovène de l électricité le 15 avril 2001, les coûts de ces investissements sont devenus non recouvrables dans le marché concurrentiel. Après quelques années, la situation est devenue très grave dans cinq centrales. Les autorités slovènes ont donc créé un programme dans l objectif de prélever des coûts échoués dans le secteur : le «Programme pour le prélèvement des coûts échoués des centrales de production d électricité dans la République de Slovénie». À la suite d'une enquête approfondie de la situation de chaque centrale électrique slovène, la Commission européenne a décidé que toutes les cinq répondaient aux critères précisés dans le programme pour bénéficier de l aide d'état. Pour recevoir de l aide d'état, les bénéficiaires sont obligés de mettre en place un certain nombre de mesures internes, notamment l abandon de services et activités non essentiels et une rationalisation des coûts. Certains types d aide d'état sont possibles. Certains bénéficiaires doivent obtenir des transferts d argent directs financés par les fonds collectés suite à la privatisation du secteur. Selon l article 12 de la Loi relative à l énergie, 10% des revenus de la privatisation sont réservés pour le recouvrement des coûts échoués. D autres bénéficiaires doivent recevoir des garanties de l'état ou de crédits bancaires. Deux bénéficiaires bénéficient de contrats d achat de longue durée conclus avec l opérateur slovène du réseau, appelés «dispatching préférentiel». Ce mécanisme fait partie d un arrangement plus vaste qui n aide pas simplement ces deux centrales, mais bien d autres centrales dans le secteur. (Ce mécanisme est le sujet d une deuxième enquête distincte menée par la Commission). Exemple 2: La Pologne Au milieu des années 90, le principal objectif de la Pologne sur le marché de l'énergie était de garantir la sécurité de l'approvisionnement et la modernisation des infrastructures de production d'électricité. Pour atteindre ces objectifs, qui supposaient de lourds investissements en capital, l'état a instauré un système de contrats d'achat d'électricité à long terme qui devait inciter les producteurs d'électricité à investir en Pologne. En vertu de ces contrats qui ont été signés entre 1994 et 1998 et qui expirent entre 2005 et 2027, l'opérateur polonais du réseau est tenu d'acheter une quantité d'électricité déterminée à un prix fixe. Les contrats d'achat d'électricité garantissent ainsi aux producteurs d'électricité un retour sur investissement sans risque ainsi qu'une marge bénéficiaire. Près de 50 % de l'électricité produite en Pologne est vendue dans le cadre de contrats d'achat d'électricité à long terme. Ces contrats peuvent restreindre la concurrence car ils empêchent les nouveaux arrivants d'avoir accès à une partie importante du marché. Les producteurs signataires de ces contrats jouissent dès lors d'une position plus solide que les autres producteurs. À la suite d'une enquête ouverte en application des règles du traité CE relatives aux aides d'état, la Commission européenne a demandé à la Pologne de mettre fin aux contrats d'achat d'électricité à long terme qui constituent des aides d'état illégales et incompatibles. Page 9

26 Parallèlement, elle a autorisé la mise en place d'un système de compensation des coûts qui découlent de l'annulation de ces contrats et qui ne peuvent être récupérés par le producteur d'électricité («coûts échoués»). La Commission est parvenue à la conclusion que cette compensation n'excéderait pas ce qui est nécessaire pour compenser le manque de retour sur investissement pendant la durée de vie des actifs, compte tenu, le cas échéant, d'une marge bénéficiaire raisonnable. À l'issue d'une enquête approfondie, la Commission a estimé que les contrats d'achat d'électricité à long terme conclus entre l'opérateur polonais du réseau et les producteurs d'électricité constituaient des aides d'état illégales et incompatibles au sens de l'article 87, paragraphe 1, du traité CE et qu'il convenait d'y mettre fin. Les accords concernant l'annulation de ces contrats seront conclus d'ici au 1 er janvier 2008 et entreront en vigueur le 1 er avril 2008 au plus tard, conformément aux dispositions de la législation applicable à ces contrats. Cette législation prévoit la possibilité d'une annulation volontaire de ces contrats ainsi que la compensation des coûts supportés par les producteurs d'électricité, qui, en raison des effets de l'annulation des contrats d'achat d'électricité à long terme, ne peuvent être récupérés. La Commission a conclu que ce système de compensation constituait une aide d'état. Cette aide peut cependant être autorisée sur la base de la communication de la Commission concernant la méthodologie d'analyse des aides d'état liées à des coûts échoués. L'enquête de la Commission a révélé que les versements maxima effectués à titre de compensation conformément à la législation précitée sur les contrats ne se rapportent qu'aux investissements effectués avant la date d'entrée en vigueur de la directive 96/92/CE en Pologne, à savoir le 1 er mai 2004, date d'adhésion de la Pologne à l'ue. En outre, toutes les recettes produites par les actifs et pouvant servir à la récupération des coûts d'investissement ainsi que toutes les aides d'état reçues à partir du 1 er mai 2004 sont déduites de ces versements. Sur la base de ces constatations, la Commission a conclu que le système de compensation proposé était conforme à la méthodologie d'analyse des coûts échoués et, partant, compatible avec le marché unique. Exemple 3 : La Hongrie Environ deux tiers de l électricité produite en Hongrie sont vendus dans le cadre de contrats d'achat d électricité à long terme à l entreprise publique Magyar Villamos Művek (MVM). Selon la CE ces contrats peuvent restreindre la concurrence car ils empêchent les nouveaux arrivants d'avoir accès à une partie importante du marché. En conséquence, les nouveaux arrivants n ont qu une possibilité limitée de devenir concurrentiels sur ce marché, et la concurrence ne peut pas s exercer correctement. À la suite d une enquête approfondie, la Commission a estimé que les contrats d'achat d'électricité à long terme conclus entre 1995 et 2001 entre MVM et dix producteurs d électricité avaient octroyé à ces producteurs des aides d'état illégales et incompatibles au sens de l article 87, paragraphe 1, du traité CE depuis l adhésion de la Hongrie à l UE le 1er mai La décision finale de la Commission ordonne la suppression de ces accords dans les six mois. La Hongrie doit en outre récupérer auprès des producteurs d'électricité les recettes qu ils n auraient pu obtenir du marché sans l existence de ces contrats. La Commission européenne a publié une méthodologie d analyse des aides d État liées a des Page 10

27 coûts échoués qui se trouve sur son site internet : 8. Les subventions croisées Une subvention croisée peut exister entre deux marchés (par exemple électricité et l eau), entre deux parties dans la chaîne d approvisionnement (production et transport), ou entre deux parties dans le même secteur d un marché (par exemple entre deux classes de consommateurs). Bien évidement, dans le secteur d électricité, comme partout, on a beaucoup de subventions croisées. L exemple le plus commun dans les secteurs non libéralisés : les tarifs pour les consommateurs résidentiels. Dans ce cas, l opérateur calcule le prix moyen de fournir une classe de consommateurs, les différences de coûts étant minimes. Même dans un marché où la fourniture de l électricité est ouverte à la concurrence, les fournisseurs ne calculent pas un prix propre à chaque client résidentiel. Ils examinent certes les coûts moyens, mais ils attribuent plus d importance aux frais de recouvrement qu aux frais de livraison d électricité 4. Il n est simplement pas réalisable ou viable économiquement d éliminer toutes les subventions croisées de ce type. Toutefois, s il existe des subventions croisées qui puissent fausser le bon fonctionnement du marché, il faut les éliminer ou s il existe de vrais besoins dans le secteur ou trouver un mécanisme qui puisse les remplacer sans effet négatif sur le marché concurrentiel. La Figure 5 ci-dessous montrent la bonne pratique internationale pour le traitement des subventions croisées, notamment dans des marchés ouverts à la concurrence. Figure 5 - Les subventions croisées Les Subventions croisées Définition: une subvention croisée existe si le prix que paye un consommateur ne couvre pas les coûts marginaux de ce qu il consomme personnellement Subventions Croisées - La bonne pratique Il existe un cas convaincant en faveur de la poursuite d une subvention croisée pour protéger certains classes de consommateurs (ou les consommateurs dans un région naturellement très cher à approvisionner), toutefois le mécanisme de la subvention doit obéir à certains critères : il faut que la subvention soit nécessaire pour des raisons de justice naturelle, il faut pouvoir identifier exactement ceux qui ont besoin de la recevoir, il faut pouvoir calculer exactement la subvention nécessaire, il faut pouvoir identifier exactement qui va la payer, 4 Un client résidentiel est «attractif» dans un marché concurrentiel s il paye ses factures régulièrement de préférence par prélèvement automatique, sans intervention par le fournisseur (ce qui coûte très cher). Cet élément est beaucoup plus important que son taux de consommation Page 11

28 il faut que ceux qui doivent la payer aient les moyens de payer, il faut que la subvention ne soit pas permanente, et surtout, il ne faut pas que l imposition de la subvention fausse la concurrence. Exemple : «Hydro Benefit» dans le nord de l Écosse Avant la privatisation du secteur de l électricité britannique, le nord de l Écosse était approvisionné par un opérateur de service public qui opérait sur une zone représentant un quart du territoire de la Grande-Bretagne, mais seulement 2 % de sa population. Les coûts de la distribution et du transport d électricité étaient bien plus élevés par rapport au reste du territoire national. La disponibilité de centrales hydroélectriques dans le nord de l Écosse, offrant des coûts de production bien moindre que la moyenne, offrait la possibilité de financer des subventions pour éviter que les consommateurs de cette région assez pauvre ne soient soumis à des tarifs trop élevés, qui auraient pu exacerber la dépopulation de la région. Le «Hydro Benefit» fut officialisé en 1989 pour la licence d opération de «Hydro-Electric Plc», la société privée et verticalement intégrée créée lors de la privatisation du secteur. Le mécanisme était simple : chaque année la division de production était obligée de payer environ à la division de distribution et 20,000 5 à la division de transport. En 2004, la subvention fut annulée car elle n était pas conforme à la législation européenne dans la mesure où la subvention était payée par un seul producteur (ce qui faussait le marché de production). Le groupe Hydro-Electric continua de son plein gré à payer la subvention en 2005 alors qu en 2006, un nouveau mécanisme vint la remplacer. Depuis 2006, tous les fournisseurs en Grande-Bretagne (à part en Irlande du Nord et dans la région du nord de l Écosse) imposent un taxe à leurs consommateurs ; les fournisseurs transfèrent les revenus à l opérateur du système national quatre fois par an, qui le transfère à son tour au distributeur du le nord de l Écosse (maintenant il n y a plus de subvention pour le réseau de transport dans la région). Ce mécanisme n a aucun effet négatif sur la concurrence du marché de l électricité dans la mesure où la subvention prend la forme d une taxe appliquée de manière égale à tous les consommateurs du pays en proportion de leur consommation. Le gouvernement continue à aider la population d'une région déjà menacée de dépopulation, mais la subvention est réservée au secteur de l électricité. Aujourd hui, l ensemble de cette production hydroélectrique générée à faible coût qui arrive sur le marché de gros exerce une pression qui fait baisser les prix de l électricité sur l ensemble du marché. 5 Aujourd hui, ces sommes représentent à peu près à et Page 12

29 9. La conception d un marché concurrentiel 9.1 La structure de secteur Si la première question qu un gouvernement doit se poser est «pourquoi changer?», la deuxième question est de savoir comment réaliser l objectif identifié pour son secteur (en supposant que le gouvernement soit convaincu de la nécessité de la réforme). Quoi que les principes de conception du marché ne soient pas très complexes, les détails sont très importants pour le bon fonctionnement du marché. À part les fonctions de «commercialisation» (vente à des acheteurs non consommateurs) et de fourniture d électricité (vendeur aux consommateurs), toutes les autres fonctions du marché ont toujours existé dans tout secteur moderne de l électricité. La différence dans un secteur réformé et libéralisé réside dans le fait que certaines de ces fonctions sont ouvertes à la concurrence (par ex. la production) et que certaines autres doivent faciliter cette concurrence (par ex. le transport). 9.2 Les fonctions des opérateurs dans un marché libéralisé Dans la section 21.1 ci-dessous, nous allons expliquer que dans le cadre législatif et réglementaire du secteur de l électricité en Algérie il existe un flou sur certains termes et bien évidement sur certains concepts en aval de la fonction de transport. Par exemple, la loi prévoit qu un client éligible peut négocier un contrat de fourniture avec un distributeur (Art. 3 de la Loi et Art. 4 de Décret exécutif ) ; l article 3 du Décret exécutif prévoit que «les clients éligibles ont le droit de négocier les quantités et les prix avec les fournisseurs de leurs choix». En fait, un distributeur ne vend pas, il distribue. S il vend, il devient un fournisseur. Sans une bonne définition ou compréhension des concepts qui se cachent derrière les rôles et les fonctions dans la chaîne d approvisionnement, il existe un risque élevé de commettre des erreurs importantes dans le cadre législatif. Dans la Figure 6, nous décrivons les fonctions et les rôles des opérateurs dans le marché interne européen. Figure 6 - Les fonctions dans un marché concurrentiel Les définitions qui figurent ci-dessous proviennent de la Directive européenne 2003/54. Les mots en italiques sont ajoutés par le consultant pour souligner certains aspects du concept. «production», la production d'électricité ; «producteur», toute personne physique ou morale produisant de l'électricité ; «transport», le transport d'électricité sur le réseau à très haute tension et à haute tension interconnecté aux fins de fourniture à des clients finals ou à des distributeurs (la fourniture n en fait toutefois pas partie); «gestionnaire de réseau de transport», toute personne physique ou morale responsable de l'exploitation, de l'entretien et, si nécessaire, du développement du réseau de transport dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d'autres réseaux, ainsi que de garantir la capacité à long terme du réseau à satisfaire une demande raisonnable de transport d'électricité ; «distribution», le transport d'électricité sur des réseaux de distribution à haute, à moyenne et à basse tension aux fins de fourniture à des clients (la fourniture n en fait toutefois pas partie) ; Page 13

30 «fourniture», la vente, y compris la revente, d'électricité à des clients ; «gestionnaire de réseau de distribution», toute personne physique ou morale responsable de l'exploitation, de l'entretien et, si nécessaire, du développement du réseau de distribution dans une zone donnée et, le cas échéant, de ses interconnexions avec d'autres réseaux, ainsi que de garantir la capacité à long terme du réseau à satisfaire une demande raisonnable de distribution d'électricité ; «clients», les clients grossistes et les clients finals d'électricité; «clients finals», les clients achetant de l'électricité pour leur consommation propre; «clients grossistes», les personnes physiques ou morales qui achètent de l'électricité pour la revendre à l'intérieur ou à l'extérieur du réseau où elles sont installées; La loi européenne elle même n a pas de concept de «commercialisation» c.-à-d. «vente en gros». Le flou qui existe en Algérie existait dans autres pays, surtout quand une société s occupe de tout ; dans un système verticalement intégré, il n est pas nécessaire de distinguer les fonctions. Dans un marché concurrentiel, c est inévitable. Quand une société de distribution signe un contrat de fourniture, elle n est pas un distributeur mais bien un fournisseur. Il nous paraît utile de réfléchir un peu plus aux définitions que donne la Figure 6 des fonctions de transport et de gestionnaire de réseau de transport. Il faut reconnaître que la Directive 54/2003 n est pas tout à fait à jour en ce qui concerne la bonne pratique internationale. Historiquement la fonction de «transport» dans un secteur de l électricité moderne a toujours compris trois sous fonctions distinctes : 1. l exploitation et l entretien du réseau de transport ; 2. la préparation du plan de répartition à J-1 et la planification de capacité à long terme (aujourd hui les fonctions d opérateur du marché) ; 3. le contrôle en temps réel du réseau. Cela comprend l envoi des instructions de manœuvre et l équilibre des flux d énergie pour assurer la sécurité et la disponibilité du système, la gestion des contraintes et la répartition des unités de production le jour J (aujourd hui les fonctions d opérateur du système). Dans un marché concurrentiel, comment organiser ces trois fonctions sans fausser l opération du marché? Bien évidemment, ces fonctions étaient toujours au cœur du bon fonctionnement du secteur. Si on veut instaurer une véritable concurrence dans la production et la vente de l électricité, les concurrents doivent avoir une confiance absolue dans l équité et la non-discrimination de la prise en charge de ces fonctions de monopole. La meilleure solution réside dans une structure qui sépare totalement ces trois fonctions des fonctions ouvertes à la concurrence. Une séparation totale sous-entend ici qu il n y a aucun conflit d intérêt entre une société de production ou de vente et la société (ou sociétés) chargée des trois fonctions de transport. Page 14

31 Les expériences d autres pays amènent la preuve que la séparation artificielle ne suffit pas à assurer la transparence et la non-discrimination des opérations du marché. La séparation de comptes, la séparation de gestion des fonctions avec les «cloisons japonaises» 6, la séparation juridique sont autant de moyens pour essayer de bloquer les effets des conflits d intérêts qui existent inévitablement lorsque les acteurs soumis à la concurrence et les acteurs des monopoles appartiennent au même propriétaire. Faut-il séparer une de ces trois fonctions des autres? Non, ce n est pas nécessaire dans la mesure où elles sont toutes à caractère monopolistiques ; elles peuvent donc rester réunies. Il y a même à gagner en efficacité et en sécurité à laisser les trois ensembles : les rôles sont distincts mais complémentaires ; la bonne coordination et communication entre les trois est indispensable pour assurer la sécurité du système. De plus il faut reconnaître qu une société coûte moins cher à entretenir que trois. Si une séparation est souhaitée (quelle qu en soit la raison), le plus normal dans les marchés libéralisés est de séparer l exploitation et l entretien du réseau des fonctions d opérateur du marché et d opérateur du système. Deux raisons peuvent justifier une telle séparation : l exploitation et l entretien des actifs est un travail concret, utilisant des équipes d hommes et des réserves de matériel ; en revanche, les opérateurs du système et du marché sont des travaux plus conceptuels qui mettent en œuvre beaucoup moins d actifs et d hommes. À cause de cette différence en actifs, certains marchés stipulent que l opérateur du marché et du système n a pas besoin de réaliser une marge (bénéfices) en plus de ses frais d opération. Évidemment, pour une société de exploitation et d entretien, une partie du tarif appliqué pour l utilisation du système doit correspondre aux frais de développement du système. 10. L ouverture du capital de l opérateur historique la privatisation Si dans certains pays, les secteurs de l électricité ont toujours compté une part de capitaux privés avant même l ère moderne des marchés reformés 7, pour la plus grande majorité, les secteurs de l électricité étaient l affaire de monopole absolu d État toujours la solution la plus efficace pour garantir un accès universel à moindre coût dans un pays en développement. Aujourd hui, la plupart des pays se rendent compte tôt ou tard que l ouverture du capital, surtout dans le parc de production, est la manière la plus rapide et la plus sûre d introduire une véritable concurrence dans le secteur. La privatisation n est pas une transaction des plus simples, notamment dans les pays qui, dans l ère moderne, ont connu un système politique communiste, centralisé et dirigiste. La Figure 7 indique de manière synthétique les étapes d une privatisation. Figure 7 - La mise en œuvre d'une privatisation Bref précis pour la mise en oeuvre d une privatisation : 1. Faire appel à des conseillers 6 En Anglais Chinese Walls : l idée de créer une séparation artificielle (comme les cloisons en papier amovibles) par la séparation physique ou géographique de fonctions d une entité intégrée et la séparation de gestion. Le problème d une cloison japonaise réside dans le fait que tout ce que dit quelqu un dans une pièce peut être facilement entendu par quelqu un de l autre côté. Dans une entreprise ou même dans un groupe, le transfert d information confidentielle entre divisions ou entre filiales est inévitable, ce qui constitue un grave problème pour un marché concurrentiel. 7 Si on remonte un peu dans l histoire, les premières installations électriques dans les pays développés était l œuvre d intérêts privés ; plus tard, pour donner à toute la population l accès à une livraison d électricité par réseau, les actifs privés furent nationalisés et développés d une manière dirigée, intégrée et centralisée. Page 15

32 2. Création d un «information mémorandum» - collection d informations pertinentes sur les actifs, l environnement juridique, économique et financier, etc.) 3. Finalisation des modifications du cadre règlementaire 4. Détermination de la forme de privatisation (partielle, totale) 5. Détermination des actifs à vendre et spécification des phases (si plus d une) 6. Réviser et modifier le nombre de pôles de production et déterminer le traitement de centrales qui sont prêtes à être déclassées 7. Détermination des conditions des mandataires (par ex. la tranche de production réservée au marché national) 8. Élaboration d un «Prospectus» pour la vente (incluant les points au-dessus) 9. Publication d appel d offres dans les journaux internationaux 10. Mise en oeuvre de l appel d offres 11. Négociations avec le(s) soumissionnaire(s) (plus le texte de l appel d offre est précis, plus les négociations sont courtes) 12. Passer les contrats Page 16

33 III. LA SITUATION EN ALGÉRIE 11. Introduction Depuis l'entrée en vigueur de la Loi sur le secteur de l énergie, la situation a profondément changé avec la restructuration de l'opérateur historique qui détenait jusqu'alors tous les attributs du secteur. On a assisté à la création de trois filiales métiers : SPE : SONELGAZ, production de l'électricité, GRTE : filiale de transport de l'électricité, GRTG : filiale de transport du Gaz. D autres évènements majeurs ont suivi, notamment : l'éclatement de la distribution en quatre filiales de compétences régionales : SDC pour le centre du pays, SDE pour la partie est, SDO pour la partie ouest et enfin SDA pour la région d'alger ; la création de l'opérateur du système voué à devenir une entreprise totalement indépendante de l'opérateur historique La mise en place de l'autorité de régulation (CREG) a eu lieu lors de cette seconde étape. Pourtant, ces différentes opérations ont maintenus la prééminence de l'opérateur historique sur tous les pans du secteur. En effet, dans l'activité qui devait connaître une franche libéralisation la production le résultat est mitigé : la production indépendante reste limitée (Kahrama) et les ouvertures ont eu lieu en association avec SONELGAZ. Dans un même temps, la consommation en croissance et la hausse brutale des besoins énergétiques qui se maintient montrent la nécessité de créer des installations de production conséquentes. Ces conditions devraient militer en faveur d une certaine attractivité du marché algérien notamment dans le domaine de la production électrique. Pourtant, sur le terrain, la situation demeure quasi identique : la grande majorité des investissements continue d être engagée par l opérateur historique, le risque étant de renforcer sa position dominante et d empêcher par la même l arrivée de nouveaux producteurs véritablement indépendants. Il nous a paru utile d intégrer, dans le cadre de cette étude, la situation générale du pays en termes d investissement. En effet, malgré la spécificité du secteur, les investissements en matière de production électrique n en reste pas moins régis par les mêmes règles et objectifs de rentabilité que les autres, qui dans leur ensemble, exception faite peut-être des investissements dans les hydrocarbures, ne font que rarement appel aux capitaux étrangers. Il ne s agit pas de dresser une situation précise mais de faire une description objective, tant de l environnement général des affaires dans le pays, que de la situation du secteur qui nous intéresse plus particulièrement. Page 17

34 À travers ce rapport, on essayera surtout de dégager les points focaux, les positifs autant que les négatifs pour qu ensuite on puisse disposer de la matière nécessaire pour formuler des propositions à même de permettre l émergence d une véritable concurrence dans la production électrique. Certaines appréciations du présent rapport sont le fait de consultants indépendants qui peuvent ne pas avoir une connaissance très précise de la situation et/ou basée sur des données incomplètes ou partielles. En tout cas, elles représentent un point de vue neutre tiré exclusivement d informations recueillies sur place. 12. L environnement 12.1 Introduction Soumise à des contraintes objectives, l Algérie a commencé, dès le début des années 1990, une réforme profonde de son système économique et institutionnel. Cette réforme s est concrétisée par l ouverture de secteurs entiers à la concurrence et à la loi du marché. Les monopoles d État sur la plupart des industries et le soutien des prix à la consommation ont peu à peu cédé le pas. Presque tous les secteurs de la distribution et de l industrie manufacturière ont été touchés. Néanmoins, certains secteurs ont été temporairement épargnés ou du moins n ont pas été concernés par cette première phase pour des raisons de complexité, d enjeux politiques et sociaux, mais aussi pour des raisons stratégiques. Il s agit notamment de l énergie, des hydrocarbures, des télécommunications et de certains services (par exemple le secteur bancaire). Ce processus de réforme ne pouvait demeurer à ce stade transitoire, inachevé. Aussi, dès la fin des années 1990, les secteurs jusqu alors épargnés ont fait l objet à leur tour d une série de réformes. Les banques furent les premières. Puis ce fut le tour du secteur des hydrocarbures (accord d association). Le secteur des télécommunications est peut être le secteur où la réforme a le plus sensiblement réussi comparativement aux autres. Il est vrai aussi qu il s agissait d une nouvelle offre de services la téléphonie mobile pour lesquels la demande était particulièrement importante. L énergie (électricité et distribution de gaz) est le dernier de la liste. L ensemble du processus de réforme a déjà été mis en place, pourtant, la concurrence et la diversité de la production ne se sont pas encore concrétisées. Une réforme n est pas seulement technique (économique), elle est aussi institutionnelle : adaptation des lois à la nouvelle situation (code du commerce, loi sur la monnaie, etc.) ; changement du rôle et de l organisation de l Etat plus régulateur que commerçant ; libéralisation du commerce avec la convertibilité de la monnaie et la diminution progressive des barrières douanières. Nous examinerons de manière succincte certaines implications de cette réforme, notamment les points qui présentent un intérêt pour cette étude. Évidemment, il ne peut s agir que d une vue approximative, pour ainsi dire, superficielle, qui n a pas la prétention de «décortiquer» tous les aspects de la réforme. Page 18

35 12.2 Les institutions Si l organisation générale de l État n a pas connu de grands changements ; il n en demeure pas moins que des adaptations parfois substantielles ont du être menées pour rendre cohérent le nouveau rôle de l État avec les orientations générales de l économie du pays. Ainsi la notion de «tutelle» a disparu. Les ministères n ont plus la prérogative du contrôle de gestion du patrimoine marchand de l État. Leur activité est réorientée vers la stratégie, le développement, la régulation et accessoirement l inspection. Les entreprises d État ont quant à elle été réorganisées en «holding», les «SGP», et soumises aux règles du commerce. Les règles et contraintes du droit privé leur sont applicables. Parmi les institutions, trois retiennent particulièrement l attention dans la mesure où elles véhiculent des signaux forts en direction de potentiels investisseurs. Ce sont la Justice, les Finances et l Administration générale. Le dispositif législatif est un préalable à toute ouverture, bien que, sur ce chapitre et au-delà des intentions exprimées par la Loi, aussi louables soient-elles, c est la stabilité du dispositif législatif et réglementaire qui détermine la part de confiance à accorder: Pour ce qui est de la Justice : c est l indépendance, l impartialité, la rigueur et la neutralité des actes de justice qui déterminent le niveau de confiance et de protection légale dont peuvent jouir les investisseurs et acteurs du marché. Très souvent, c est une affaire d hommes et de subjectivité qui polluent la situation et donnent des signaux totalement négatifs. Pour ce qui est des Finances : c est le nœud gordien de toute décision d investissement. Les points essentiels sont : le niveau d imposition notamment sur les bénéfices dégagés, le niveau de transfert des bénéfices, la complexité du système fiscal, la performance du système bancaire et les services des douanes. Pour ce qui est de l Administration générale : on entend tout ce qui est support institutionnel et cadre réglementaire. Ces points concernent l accès à la propriété, les règlements de police générale, l administration locale, les règlements d environnement et de sécurité, ou encore, les lois sociales La régulation Cette activité autrefois marginale ou même inexistante a trouvé sa place et commence à prendre de l ampleur. Exercée de façon autonome et impartiale, elle se retrouve soit au sein d une institution de l État (ministère) soit externalisée avec un statut propre qui lui confère une relative indépendance. Les secteurs des télécommunications, de l énergie et des mines sont les mieux pourvus en instances de ce type. S agissant d une activité nouvelle, la régulation est parfois mal perçue : nouvelle tutelle, tribunal, institution de contrôle, etc. En règle générale, les missions dévolues à la régulation sont de deux natures : surveillance des activités des acteurs du secteur régulé et défense des consommateurs contre les abus, les positions dominantes et les collusions d intérêt. Cette activité est essentielle dans un paysage économique régi par les lois du marché. Les acteurs du marché sont particulièrement sensibles à la perception du niveau d indépendance qu ils se font de ces institutions. Page 19

36 12.4 Le climat général des affaires En lançant la réforme de toute son économie, l Algérie visait plusieurs objectifs. Voici la liste des plus évidents : mobiliser les capacités de l État vers la satisfaction des besoins sociaux (infrastructures de base, santé, éducation, culture, etc.) ; libérer l initiative privée sur les créneaux marchands (dans l industrie et les services) ; montrer son ouverture sur l économie mondiale : compétitivité, attractivité ; développer des ressources alternatives aux hydrocarbures : services (tourisme) ; et bien d autres objectifs tout aussi ambitieux. Cependant un tel projet suppose une volonté politique qui se traduit par des actions concrètes sur tous les plans, stables dans le temps et affranchies des aléas conjoncturels et politiques. Ces actions qui doivent être cohérentes entre elles concernent les aspects suivants : la politique (stabilité, conception réfléchie et non pas évolutive en fonction des situations qui se présentent) ; la justice (sécurité des investissements, garanties, recours, indépendance effective des juridictions, etc.) ; les institutions (accessibilité à l information, régulation, transparence des décisions, unicité dans la démarche, pas de distorsion entre le haut et le bas) ; l administration (complexité des procédures, pression fiscale, égalité de traitement, accès au crédit, lutte contre la corruption et neutralité de l administration, performance de l administration, réactivité, etc.) ; les moyens de communication (fiabilité, disponibilité) ; l environnement (disponibilité des utilités : eau gaz électricité, télécommunications, voies d accès etc.). Le pilier de cette réforme reste l investissement privé aussi bien national et qu étranger. Il ne suffit pas de mettre en place tout le dispositif cité plus haut pour que les investissements affluent dans le pays, loin s en faut. Ce dispositif est une nécessité, un préalable et non un élément suffisant. C est une condition et non une certitude de réussite. D autres éléments intangibles (impalpables) entrent en ligne de compte : l information et la communication jouent un rôle déterminant dans l attraction des investissements ; le lobbying, le contact direct et la publicité ; le choix des hommes ; la concurrence entre les pays ; le cadre de vie dans le pays et le coût de la vie, la disponibilité des loisirs ; Il est tout de même surprenant que l Algérie qui dispose d avantages concurrentiels appréciables (main d œuvre qualifiée, énergie disponible et à moindre coût, des infrastructures suffisantes) au niveau du Page 20

37 bassin méditerranéen ne puisse pas drainer un flot de capitaux étrangers et qu elle soit confinée dans un simple rôle de marché pour les produits étrangers (Turquie, Chine, Syrie, etc.). Il est certain qu une bonne communication menée avec conviction, détermination et volontarisme peut grandement jouer pour rendre attrayante la «destination Algérie» en ce qui concerne l investissement direct à l étranger (IDE). L Algérie a investi dans tous les aspects de la facilitation du climat des affaires. Cependant le résultat est loin d être satisfaisant. Le dernier rapport de la Banque mondiale, «Doing Business 2009», classe l Algérie en queue de peloton (132 sur 181). De plus, cette situation est d autant plus remarquable (mauvais classement) qu elle dure depuis plusieurs années déjà (cf. les précédents classements) et que, semble-t-il, peu de progrès ont été faits pour améliorer un tant soit peu les paramètres de classement. Il n entre pas dans les objectifs de cette mission d analyser les causes, ni de suggérer les solutions pour améliorer la situation mais plutôt d identifier ces causes avant de les soumettre à qui de droit. En tout cas, un travail profond d analyse et d audit pourra être mené pour cerner, au moins, les points techniques qui ralentissent la concrétisation des investissements (délais de délivrance des autorisations, constitution des dossiers, élaboration des procédures de travail, etc.). 13. Le système électrique La connaissance du système électrique algérien est une donnée essentielle dans le cadre de ce travail. Cependant, il n est pas dans l intention du consultant de présenter une étude approfondie de ce système mais bien de se focaliser sur les particularités à même d orienter le sens du travail et de permettre l identification des points susceptibles de constituer une frein ou au contraire un tremplin au développement du marché de l électricité. Bien sûr, les propos de ce document représentent une perception neutre du système électrique algérien. Les données qui ont servi à cette rédaction peuvent être incomplètes et/ou dépassées. Ce sont néanmoins les seules dont pouvait disposer le consultant pour l accomplissement de ce travail La production Dans les trois tableaux suivants, nous reprenons les principales informations concernant le secteur de la production électrique. Page 21

38 Tableau 1 - Répartition de la production Type Puissance (MW) SONELGAZ SPE TV 2435 TG 2556 TH 230 SKB TG 485 SKS CC 825 SKH CC 1200 Kahrama TG 345 Total 8076 Source : La CREG : Programme Indicatif Toute la production thermique (vapeur et gaz) est assurée par le gaz naturel d'origine local. Les autres sources primaires d'énergie (le fuel) sont utilisées comme sources de secours (en particulier dans le nord du pays) ou comme source principale dans les régions du sud (qui ne sont pas du reste interconnectées au réseau national). Les alimentations en source d'énergie primaires sont assurées par un réseau dense de gazoducs qui desservent également les autres utilisateurs de cette source d'énergie (clients industriels et clients domestiques). La disponibilité de cette ressource ne pose pas par ailleurs aucun problème à court et moyen terme, si ce n'est celui de la sécurité des alimentations et des surcharges sur certaines conduites. Tableau 2 - Répartition par propriété Propriétaire Puissance % SONELGAZ ,5 Kahrama 345 3,4 SK Berouaghia 484 4,8 SK Skikda 825 8,3 SK Hadjret Enouss ,0 Total ,0 Source : Réponse SONELGAZ Janvier 2009 Page 22

39 On notera que, si par le passé, la législation imposait un monopole étatique sur la génération électrique (cédé à SONELGAZ), la réforme introduite depuis la promulgation de la Loi du 05 Février 2002 a ouvert totalement le secteur de la production électrique. Une timide ouverture commence à être observée avec l'arrivée d'investisseurs privés, mais cela reste néanmoins tout à fait marginal dans le contexte algérien. Les raisons en seront examinées plus loin. Aussi, le secteur de la production électrique reste totalement dominé par l'opérateur historique. Aujourd hui, le parc de production en Algérie a la structure organisationnelle suivante: SPE : 76 % (5226 MW) SKS : 12 % (825 MW) SKB : 7 % (485 MW) Kharama : 5 % (345 MW) L analyse de la structure patrimoniale de ces entités dévoile une position dominée par les deux sociétés SONELGAZ et Sonatrach, en incluant la participation de leurs filiales et leur partenariat commercial «AEC» : SPE : 100 % SONELGAZ SKS : 59.8 % SONELGAZ, 40.2 % Sonatrach SKB : 51 % SONELGAZ, 49 % Sonatrach Kharama : 46.5 % SONELGAZ, 48.5 % Sonatrach, 5 % Black & Veitch 8 Selon les données élaborées dans le Programme Indicatif de la CREG, nous pouvons calculer que la SONELGAZ avait une concentration dans le secteur de production national de 89 % à la fin de l année En comptant la participation de la Sonatrach, la concentration de ces deux organismes d État atteignait 99.7 %. En 2009, avec la mise en service de Hadjret Ennous (1200 MW), cette concentration combinée va descendre à hauteur de 93 %. La réforme du secteur a coïncidé avec une relance soutenue de la consommation (plus de 7 % de croissance). Cette situation s'est traduite par un besoin d'investissement important et varié (grosses et petites unités). La situation est d'autant plus contraignante en termes financiers que le système électrique doit faire face à une réduction de certaines capacités de production du fait de leur vétusté et de leur obsolescence (beaucoup sont maintenues en activité malgré les conditions difficiles que posent leur exploitation et leur maintenance). La conjonction de ces deux phénomènes se traduit par un très grand besoin en capacité jusqu'à l'horizon La production électrique par ressources dites renouvelables en particulier le solaire demeure timide malgré les promesses qu offre cette ressource et les encouragements des pouvoirs publics. 8 Les consultants n ont pas trouvé beaucoup d information à jour sur la structure patrimoniale; les chiffres ici pourraient bien être dépassés mais nous croyons que la position générale reste toujours la même une forte concentration dans les mains de la SONELGAZ. Page 23

40 13.2 Le transport de l électricité (a) Introduction Bien avant la séparation de la maison mère, le transport, qui accusait un retard important en terme d'infrastructure, a été l objet d un vaste programme de renforcement, de mise à niveau et de modernisation du réseau qui s'est traduit par un niveau d'investissement et une mobilisation de moyens considérables. En effet, le réseau de transport connaissait des contraintes importantes de par sa configuration géographique (voir plus loin) en présence de conditions, somme toute, normales. Ces difficultés à expédier la production, à desservir certains clients en énergie et à satisfaire le transit international se sont répercutées sur la clientèle qui en a subit les désagréments par la forme de délestages fréquents. À court terme, il est attendu que toutes les contraintes que connaît le transport se résorbent et que les transits s'effectuent dans des conditions idoines. C'est d'ailleurs une condition implicite de la Loi pour que le futur marché d'électricité ne présente aucun nœud et soit affranchi des contraintes du réseau. Cet effort, qui va se maintenir encore pendant quelques années, risque d'entraîner quelques difficultés financières voire une faillite de l entité chargée du transport (le GRTE), si les tarifs de transit ne sont pas également relevés ou si aucune forme d aide ne vient réduire la pression exercée sur cette entité. En effet, le transport, auquel la Loi confère un statut de monopole naturel, est aussi pleinement considéré comme un organisme commercial. L État pourrait faire preuve d une certaine sollicitude en supportant notamment une partie des lourds investissements engagés par le GRTE (l'entreprise du transport) et/ou en soutenant les tarifs du transit. (b) Structure du réseau de transport Page 24

41 Le réseau de transport algérien présente une structure particulière qui augmente sa vulnérabilité face aux aléas du fonctionnement du système électrique Le réseau de transport de la partie nord du pays qui s'étend de la frontière tunisienne à l est à la frontière marocaine à l ouest et s enfonce jusqu à 300 km à l intérieur des terres est constitué d'une double artère de transport en 220 kv (en certains endroits en triple artère) et de pénétrantes radiales en direction des champs pétroliers de Hassi Messaoud et Hassi R'Mel vers le sud. Cette structure, qui a longtemps prévalu et qui a constitué en certains endroits de véritables goulots d'étranglement (poste de Oued Sly, Khemis, Arba, Khroubs, Darguinah, etc.), est en cours de renforcement par une artère de forte capacité en 400 kv d'est en ouest, qui permettra de résoudre pour longtemps les contraintes de transits connues jusqu'alors et d'autoriser d importants transits internationaux en direction du Maroc et de la Tunisie. L'autre contrainte moins perceptible mais dont les conséquences ont été parfois sensibles, réside dans la difficulté d'assurer l'entretien normal de ce réseau. En effet, chaque transfert d'ouvrage (tous les travaux ne se font pas sous tension) constitue un risque pour la sécurité du réseau et ce malgré les efforts pour systématiser, là ou les conditions le permettent, le travail sous tension. (c) Les interconnexions internationales L'Algérie est interconnectée avec le Maroc à l'ouest et avec la Tunisie à l'est. Les réseaux de ces trois pays forment ce que l'on appelle le réseau maghrébin. Sans trop s'attarder sur les utilités et l'importance de ce type de liaison, il faut tout de même rappeler qu'ils ont joué un rôle éminemment positif dans la conduite et l'exploitation des réseaux nationaux (diminution de la réserve propre de chaque pays, secours mutuel et instantané, transfert commerciaux d énergie, plan de délestage de solidarité, etc.). Toutefois, elles ont eu aussi parfois un rôle négatif,compte tenu principalement de leur topologie, notamment lors d incidents majeurs (perte de grosses centrales de production ou de lignes importantes). Depuis la mise en service de l'interconnexion du Maroc avec l'espagne, si la situation a globalement évolué positivement pour les trois pays, de nouveaux types de contraintes sont apparus. Pour l'algérie, ces contraintes sont les conséquences de la compensation quasi totale des pertes de production (en Algérie et en Tunisie) par le réseau de l'europe via le Maroc. D'autre part, les velléités de transits commerciaux du Maghreb avec l'europe restent soumises à ces mêmes contraintes. L artère en 400 kv en construction entre le Maroc et la Tunisie va réduire considérablement ces contraintes et permettra aux pays du Maghreb d envisager une utilisation optimale sur le plan des flux physiques mais surtout sur le plan commercial et bénéficier des opportunités qui se présenteront. Il faut enfin signaler qu'à moyen terme de nouvelles interconnexions avec l'europe sont en projet (Tunisie-Italie et Algérie-Espagne et Algérie-Italie); leur incidence ne fera pas l'objet de commentaires dans le présent rapport. Page 25

42 (d) La qualité de service La qualité de service est un point essentiel qui prend de plus en plus d importance. La clientèle ressent pleinement les incidents qui découlent tant de la mauvaise tenue de tension que des coupures, conséquence volontaire ou involontaire, des limitations au niveau du transport ainsi que des pertes de production. Les raisons de cet état de choses sont multiples et les efforts investis vont dans le sens de la réduction de leur impact sur la clientèle voire leur élimination : renforcement du réseau, mise à niveau et modernisation des ouvrages, généralisation de la télécommande, introduction de techniques modernes en termes de contrôle et de surveillance du réseau (CRC, PCG, généralisation de la télécommande), mise en place d un système de comptage performant et adapté aux nouvelles exigences, mise en œuvre d un vaste et puissant réseau de télécommunications à base de fibres optiques à haut débit susceptible d offrir des services en télécommunications, etc La distribution de l électricité Les sociétés de la distribution assurent la desserte de plus de 97 % de la population. Ce résultat remarquable, conséquence d une politique nationale délibérée, a mobilisé durant de longues années un effort financier important majoritairement soutenu par l État. Cependant, cet effort d investissement n a pas connu son pendant en gestion. Ainsi les services de la distribution d électricité sont confrontés à deux problèmes majeurs dont les implications futures pourraient être importantes sur le devenir de cette fonction : les impayés qui atteignent des proportions alarmantes (près de 20 %) du chiffre d affaires ; et le taux de perte qui reste très élevé en moyenne 18 %. D autre part, la distribution doit faire face à une clientèle toujours plus exigeante en matière de qualité de service et plus réticente à toute augmentation des tarifs. Le grand effort de modernisation de l exploitation et de l entretien des réseaux engagé avant la reforme se poursuit encore : mise en place de systèmes de télécommande centralisée pour les réseaux de distribution : les BCC (Alger, Oran et Constantine) pour les grands centres urbains, les micro SCADA pour les centres de moindre importance ; généralisation des travaux sous tension en MT et en BT ; appel à la sous-traitance privée pour les raccordements et la systématisation de l utilisation des câbles torsadés qui offrent une meilleure isolation ; réappropriation de la relève après une ouverture vers le privé jugée inefficace. Conséquence de la restructuration du secteur, le service de la distribution est réparti entre quatre entités juridiquement indépendantes selon un découpage régional, les SD (sociétés de distribution) : SDE pour l est, SDO pour l ouest, SDC pour le centre et SDA pour Alger et ses environs. Au niveau de base, le Page 26

43 schéma d organisation est resté le même, à savoir des directions régionales couvrant le territoire d une Wilaya (et parfois d une partie de la wilaya) auquel on a adjoint une direction commerciale. Cette forme d organisation vise à : l amélioration de la qualité de service à tous les niveaux : fourniture, raccordement, commercial, accueil etc. ; le rapprochement avec la clientèle : multiplication des centres de proximité : district, agence etc. ; l amélioration de l image de marque de l entreprise, image qui s est ternie quelque peu. Ces mesures, devenues nécessaires, sont destinées à améliorer l efficacité de cette fonction exercée depuis le mois de juillet 2008 dans le cadre du régime de la concession, telle que prévu dans la Loi. Page 27

44 13.4 Le Commercial et la tarification Dans l attente de la mise en application des dispositions de la loi sur la commercialisation dans le secteur notamment l éligibilité de certains clients (le Décret sur l éligibilité bien que publié n a pas connu à ce jour un début de concrétisation) et l entrée en activité des agences commerciales, tous les clients (consommateurs finaux) sont soumis aux tarifs fixés depuis le 1 er juin 2005 par la Commission de régulation dont c est la prérogative. D autre part, tous les clients sont rattachés aux sociétés de distribution. Le gestionnaire du transport, qui alimente directement par son réseau certains clients (clients dit «haute tension»), n assure plus de fonction de vente conformément à la loi La vente de la production Une spécificité algérienne fait que plus de 98 % de la production électrique est générée à partir d une source unique : le gaz naturel. Cette énergie d origine locale est cédée aux producteurs à un prix fixé par l Agence de régulation des hydrocarbures (ARH) qui, bien que intégrant l ensemble des coûts de la chaîne gazière selon une méthodologie transparente fixée par voie réglementaire, reste bien en deçà des prix du marché, lesquels subissant, pour leur part, les effets de la volatilité des prix de l énergie. La totalité de la production est cédée aux sociétés de distribution selon des contrats avec les distributeurs. La quote-part de chacune des sociétés de distribution est déterminée par les prélèvements effectivement réalisés selon les résultats des comptages fournis par le GRTE. Selon le statut de la société de production électrique, les contrats sont différenciés : équilibre financier : SPE et les sociétés en participation de SONELGAZ ; «Take or pay» pour les sociétés Kahrama et SKH. La faible marge de discrimination des différentes productions en particulier celles de SPE fait que, pour satisfaire la demande, leur répartition continue à se faire directement par l opérateur du système. Il est néanmoins vrai que les contraintes observées à ce jour sur le système de production sont également responsables du fait que la totalité du parc est très souvent en opération (faiblesse de la réserve). Point important à noter, le renforcement du parc de production se fait, depuis quelques années, presque exclusivement grâce à des turbines à gaz de taille toujours plus importante, qui se caractérisent par un faible investissement, un délai de mise en œuvre rapide, mais également un coût de maintenance important. Ces unités ont la particularité de présenter moins de flexibilité en terme d arrêt et de démarrage (temps minimum d arrêt plus important, au moins 24 heures). Cela fait d elles des moyens similaires aux moyens de base avec en sus un mauvais rendement comparé aux turbines à vapeur ou plus encore comparé aux cycles combinés. Cette situation fait que le système présente à certaines heures de la journée des disponibilités importantes qui pourraient être utilisées pour l exportation d énergie électrique particulièrement vers l Europe (les pays du Maghreb sont en règle général confrontés à la même problématique et à un faible niveau de synergie). Page 28

45 Au premier abord, la situation de la commercialisation de la production ne semble pas susceptible de stimuler l émergence de la concurrence La prestation de transport Le GRTE se rémunère au travers des tarifs de transits, du reste fixés par la CREG. Le système retenu est celui du timbre poste sans aucune discrimination, ni sur la situation géographique, ni sur le niveau de tension de soutirage. Ces transits sont directement facturés aux sociétés de distribution sur les bases des prélèvements réalisés par ces dernières. Par ailleurs, le transport doit acheter les pertes que les transits occasionnent fatalement sur le réseau. En l absence de contrat avec des producteurs spécifiques, ces pertes sont payées à SPE (le producteur historique) La vente aux clients finaux et la tarification Tous les consommateurs finaux sont à ce jour clients des sociétés de distribution. Leurs consommations sont facturées sur la base d un système tarifaire fixé depuis peu par la CREG, mais s inspirant de méthodes tarifaires encore en vigueur. Ce système est applicable sur tout le territoire national à tous les clients, sauf ceux qui, dans un futur proche, auront optés pour l éligibilité. À l exception des coûts dits «permanents du système» qui rémunère les opérateurs tels que l OS, l OM ou la CREG, et qui doivent apparaître explicitement sur la facture, les éléments de la facturation ne permettent pas de retrouver les coûts des fonctions plus en amont : ceux de la production, du transit, etc. Cependant, tel qu il est conçu, le système tarifaire permet de discriminer les clients selon le niveau de consommation (par la tension d alimentation), le profil de consommation (longue ou courte utilisation). Il doit en principe entraîner une amélioration du profil national de la consommation (réduction de la pointe, relèvement des creux) et une diminution de la modulation, qui, ensemble, doivent au final améliorer l efficacité du système. Malgré les distorsions délibérément introduites, le signal tarifaire n a pas été en mesure d influer sur la transformation de la courbe de consommation et encore moins sur la réduction de la pointe Les échanges internationaux Si par le passé les échanges internationaux (volontaires ou non) se faisaient à bilan nul, la situation a nettement évolué vers la commercialité des échanges. Ainsi, une valorisation des énergies selon des tarifs approuvés permet de solder les échanges entre les pays. Les échanges purement commerciaux sont rares et occasionnels. La raison tient à deux considérations : chaque pays du Maghreb se fixe comme objectif l autosatisfaction de ses besoins énergétiques et uniquement ceux-la ; la capacité actuelle des interconnexions et des réseaux internes limite drastiquement les transits. Page 29

46 Toutefois, les interconnexions ont joué et jouent encore un rôle de secours occasionnel et élément positif ont permis une réduction des besoins en réserve opérationnelle. La mise en exploitation prochaine d une artère en 400kV du Maroc à la Tunisie permettra d envisager des échanges commerciaux plus conséquents non seulement entre les pays du Maghreb mais surtout avec l Europe. Cette situation se renforcera avec le développement programmé de nouvelles interconnexions avec l Europe via la Tunisie et l Algérie. Les changements de perception qui commencent à prendre jour laissent à penser que les interconnexions devraient permettre à une commercialité plus large de voir le jour. En effet, l accroissement de la taille des réseaux ainsi que celles des unités de production d un côté et les fortes modulations de puissance d un autre côté dégageront des surplus qui ne peuvent rester inactifs et gagneront à être rentabilisés par des transferts à l étranger. Par ailleurs, les pressions exercées par les consommateurs sur la qualité de service (pas de délestage) requièrent des achats externes même à des coûts autrement plus importants que les coûts locaux La clientèle et les clients éligibles Avec près de 6,3 millions de clients (toutes tensions confondues) et un taux national de couverture qui avoisine les 97 %, l Algérie est bien placée. Cette clientèle se répartie ainsi : Tableau 3 - Répartition de la clientèle Type Nombre Consommation Quantité % Clients HT Clients MT Clients BT Total Source : site internet de SONELGAZ données de l année 2007 À ce jour, l ensemble de cette clientèle est soumis au régime du tarif, lequel permet de discriminer plusieurs situations dont les plus significatives sont : Le type de consommation (simple ou multi-horaire), Le niveau de consommation. Chaque niveau de tension possède ses propres tarifs qui intègrent entre autres les coûts associés à cet étage de tension. Page 30

47 Les tarifs ont une portée nationale : c'est-à-dire qu un mécanisme de péréquation est opéré pour permettre aux clients qui sont dans les mêmes configurations de payer le même tarif sans tenir compte des coûts réels propres à chacun. Ce mécanisme est complété par l intervention d une caisse gérée par l autorité de régulation, qui permet de compenser les éventuels déséquilibres financiers que cette péréquation pourrait induire sur les comptes des distributeurs. La fixation des tarifs est depuis peu de la responsabilité de la CREG. Ces derniers sont l objet d un arbitrage entre les équilibres économiques des opérateurs (producteurs, transporteurs et distributeurs) et les capacités financières de clients qui montrent de fortes réticences à des augmentations pourtant justifiées. Une nouvelle classe de clients a vu le jour avec l avènement de la loi : «les clients éligibles». Il s agit de consommateurs qui ont la liberté, compte tenu de leur niveau de consommation, de passer un contrat pour la satisfaction de leur besoin directement auprès des producteurs (ou agences commerciales) de leur choix. De ce fait, ils ne sont plus soumis au régime des tarifs. Dans une première étape, les clients concernés sont essentiellement les gros industriels (la liste de ces clients sera publiée par la CREG) la Loi a prévu que les potentiels clients doivent absorber 30 % de l énergie du système. Au terme de la loi, c est un statut qui est librement consenti et les possibilités de retour au régime du tarif permis. La mise en œuvre de l éligibilité pourrait poser quelques soucis notamment en ce qui concerne les clients éligibles qui seraient alimentés par les réseaux de distribution : la loi n a pas prévu explicitement l existence de gestionnaires de réseau de distribution (GRD), pas plus que les formes de rémunération de la mise à disposition de leur réseau au même titre que pour le Transport. Le niveau d éligibilité fixé par voie réglementaire est présentement de 4 GWh La charge et la qualité de service Les appels de puissance connaissent de grande variation tant dans la journée qu au cours de l année. La qualité de service est de plus en plus perçue comme un facteur important dans la fourniture d énergie électrique. Les clients domestiques aussi bien que les industriels montrent une grande sensibilité aux aléas de la distribution de l énergie Les acteurs du système : l opérateur du système C est le centre nerveux du système électrique. Il a la responsabilité du fonctionnement du système électrique et de sa sécurité. Pour lui permettre de remplir pleinement cette mission, il dispose des moyens et des outils appropriés (les dispatchings au niveau national et régional). De par sa mission, il est appelé et il en a les prérogatives - à mettre en œuvre tous les moyens du réseau pour assurer l équilibre général et la sécurité du système. Pour cela, il jouit d une indépendance totale vis-à-vis des acteurs du marché garant d une certaine neutralité et impartialité. Page 31

48 Avec la réforme engagée, son rôle (l OS) n est plus exclusivement technique, mais de plus en plus économique. En effet, il n est plus maître du plan de production qu il confectionnait par le passé selon des critères économiques et techniques. Mais il sera appelé à contrôler la faisabilité des plans de production établis par les acteurs du marché et, le cas échéant, à les modifier pour des considérations de sécurité de réseau. Ces actes ne sont pas neutres au plan financier, bien au contraire. L OS sera appelé à activer deux types de marché qui sont indispensables dans le nouvel environnement marchés dits secondaires : le marché d ajustement et le marché des services auxiliaires. Le législateur algérien a préféré en faire une entité indépendante des autres acteurs du système modèle connu sous le vocable de ISO (Independant System Operator). Sans entrer dans un débat sur les avantages et inconvénients d une telle organisation, il est néanmoins certain que cette organisation aura une incidence aussi bien sur le plan opérationnel (l exemple de l incident de l Italie en août 2003) que sur la volonté des investisseurs ; c est ce qui nous importe dans le cadre de cette étude. Sur ce dernier point c est en fait le binôme opérateur du système/gestionnaire de réseau qui est concerné Les acteurs du système : l opérateur marché C est un opérateur nouveau dans le paysage électrique. Sa mise en place a commencé, mais son opérationnalité reste conditionnée par l inexistence de conditions objectives à l exercice d un marché. C est par ailleurs l objet même de cette étude Le Futur Marché de l électricité (a) Situation actuelle Avant la mise en œuvre de la réforme, l ensemble de la clientèle avait un seul fournisseur : SONELGAZ. Les relations entre les partenaires étaient régies par des contrats types dont pratiquement aucune clause n était sujette à discussion. Les tarifs éléments essentiels de tout contrat- étaient fixés par l État. Depuis l avènement de la réforme introduite par la loi, de grands changements sont apparus sur le «marché de l électricité» en Algérie. Ils ont progressivement lieu au rythme de l évolution que connaît le secteur pour que la réforme engagée atteignent ses objectifs : intégrer le secteur de l électricité dans l activité marchande traditionnelle. Avec la restructuration de la SONELGAZ et la création des filiales «métiers», les relations entre les différentes entités issues de cette séparation sont régies par des contrats qui en théorie ont force de loi. Cependant, toutes les transactions donnent réellement lieu à des paiements normatifs. La situation présente se caractérise par : des relations contractuelles entre les producteurs et les distributeurs ; des relations contractuelles entre le producteur dominant (SONELGAZ) et le GRTE pour l achat des pertes, l évaluation des transits et des soutirages ; Page 32

49 le transfert de toute la clientèle vers les distributeurs et la gestion par ces derniers de tout le portefeuille ; les relations contractuelles entre le transporteur (GRTE) et les distributeurs pour la facturation des transits ; les contrats entre l OS et les autres entités du système. En ce qui concerne les différents contrats, en particulier ceux au sein des filiales du groupe SONELGAZ, les prix affichés sont ceux résultants d un équilibre global du secteur entre les intrants (charges, coût de l énergie primaire, frais financiers etc.) et les recettes attendues en provenance des clients. Les opérations étant menées sous la férule de la maison mère, les marges de manœuvre sont assez étroites en ce qui concerne les profits que toute entreprise est en droit d attendre. Par contre, les contrats avec les producteurs indépendants (Hadjret Ennouss) sont considérablement plus élaborés. (b) Le futur marché organisation et fonctionnement Le parachèvement de la réforme se fera avec la mise en place du marché «organisé» de l électricité qui jouera le rôle essentiel de système de référence en termes de prix. La loi a prévu une certaine liberté dans la fixation des prix. Liberté qui se traduira par l existence de deux types de marché : (i) marché de contrats bilatéraux Un marché où les acteurs (producteurs, agences commerciales et clients éligibles) indépendamment les uns des autres vont contractés librement des contrats bilatéraux. Il faut noter que, bien qu il n ait pas la «liberté» qui devait le consacrer, ce marché existe aujourd hui et représente 100 % de l énergie qui transite dans le réseau. Compte tenu des avantages multiples qu il offre, ce «marché» devra représenter l essentiel des transactions du secteur. Parmi ces avantages, on peut citer notamment le risque limité face aux fluctuations et à la volatilité des prix, qui sont parfois très importantes dans les marchés dit «Spot» (l exemple californien a été très édifiant à ce propos). L autre avantage non négligeable pour ce type de marché dans cette phase transitoire, est lié au risque «d apprentissage». En effet, la situation est tout à fait nouvelle dans l environnement énergétique du pays. Les acteurs devront consacrer une certaine énergie à apprendre les nouveaux réflexes du «marché», modifier leur comportement vis-à-vis de l énergie électrique et apprendre à utiliser l élasticité de la demande et la fluctuation conséquente des prix pour optimiser leurs charges, etc. Enfin, la législation s est enrichie de deux dispositions spécifiques à ces contrats : (A) l une (article 115 de la Loi 02-01) obligeant les acteurs à remettre à l autorité de régulation (CREG) une copie du contrat. La portée de cette disposition devra être clarifiée. En effet, il faut préciser en quoi il est Page 33

50 nécessaire de rendre la CREG destinataire de ce document, en principe confidentiel, et quel usage cet organisme doit en faire ; (B) l autre, fixant la durée des contrats à un minimum de trois ans, ne trouve pas de justifications en droit des affaires. (ii) Marché «spot» Un marché qu on appellera «organisé» est placé sous l autorité d une entité nouvelle : «l Opérateur marché». L entité totalement neutre et indépendante des autres acteurs garantit un maximum de transparence, d équité et de rigueur, ce marché sera de type «spot» à transactions horo-journalières. Ce marché ne traitera, de par sa nature, qu une faible part de l énergie qui transite dans le réseau. C est un marché de complément qui permet aux acteurs de compléter leurs opérations, d ajuster leur prix avec leurs besoins et surtout c est le rôle principal de ce type de marché de donner une référence de prix fiable et incontestable, sur laquelle les différents acteurs pourront s appuyer pour passer des contrats bilatéraux. Le fonctionnement de ce marché sera comparable à ce qui existe de par le monde. Il est ouvert à tous les acteurs qui s y inscrivent. En général, ce sont les «agences commerciales» (fonction nouvelle qui est active dans ce marché). Ils agissent en nom propre ou par délégation de la part de certains clients éligibles. Le point le plus important à relever dans cette nouvelle organisation est le degré de rigueur qui sera exigé de la part de chacun des acteurs et opérateurs du marché. En effet, et c est probablement le point le plus intéressant de la réforme, les acteurs sont tenus au respect des engagements pris (engagements aussi bien physiques que financiers). Chaque écart induit des surcoûts que seul le responsable est tenu de compenser. Il n est pas exclu d assister à des situations d équilibre physique mais des déséquilibres financiers. D autre part, cette nouvelle organisation va entraîner une complication mais aussi de la rigueur dans la gestion des flux tant physiques que financiers. D autres types de marché plus techniques verront nécessairement le jour. En effet, la régulation du marché sur le plan physique reste insuffisante telle qu elle est présentée. Les écarts sur l exploitation quotidienne qui ne manqueront pas d apparaître devront être compensés, tout comme les surcoûts qui en découlent devront être imputés à ceux des acteurs qui en sont la cause. Si le système doit être techniquement en équilibre, il doit l être aussi sur le plan financier. Cette situation va entraîner la définition, la mise en place et l ouverture de deux marchés sous la responsabilité de l opérateur du système : celui «des écarts» celui des «services auxiliaires». Page 34

51 13.14 Le futur marché les acteurs du marché Avant la réforme, il n y avait qu un seul fournisseur et tous les clients étaient soumis au tarif fixé par l État. La loi a clairement identifié les acteurs du marché. Ce sont les producteurs, les distributeurs, les clients éligibles et les agences commerciales. Les distributeurs jouissent d un statut particulier et parfois ambigus en ce sens qu ils n ont pas la totale liberté de souscrire des contrats bilatéraux (le législateur a certainement voulu les prémunir contre le risque de surchauffe des prix et les mener à une situation à la californienne). Les clients éligibles pressentent une particularité dans le paysage algérien. Le statut de client éligible est obtenu par le niveau de consommation. Ainsi du moins à cette étape du processus de réforme, ce sont les gros clients qui sont concernés. Le statut de client éligible est toutefois optionnel. Par ailleurs, le retour au tarif n est pas interdit. Cette situation pourrait entraîner quelques difficultés dans la pratique. Quant aux agences commerciales, ce sont des entités tout à fait nouvelles. La fonction d agence commerciale pourra être réalisé par un producteur, un distributeur, un client éligible ou tout autre personne (physique ou morale). Page 35

52 IV. EXPERIENCES DU CHILI, DE L AUSTRALIE ET DE L EUROPE 14. L Objectif des Études de cas Dans cette étude, nous allons observer les marchés de l électricité en Europe mais aussi dans deux autres pays afin d'examiner les circonstances dans lesquelles il existe une réelle concurrence en matière de production. Par opposition, nous observerons aussi ces pays qui, en dépit de leur volonté affichée, ne sont pas parvenus à développer la concurrence dans la production. Cette analyse devrait permettre au gouvernement algérien et à d autres bénéficiaires de mieux comprendre les facteurs essentiels qui constituent les conditions préalables à l'introduction d'une réelle concurrence dans le secteur de la production d'électricité. Elle devrait permettre l identification de ces facteurs qui se sont révélés être d inévitables barrières au développement d une réelle concurrence. Tout examen de la compétitivité d'un marché doit prendre en compte la concentration du marché, c-à-d. la part de marché détenue par un ou plusieurs opérateurs. Les pays qui reconnaissent les bienfaits de la concurrence sur la garantie de l efficience économique et de la croissance attribuent beaucoup d importance à la surveillance et la réduction de la concentration du marché. La Loi allemande contre les restrictions à la concurrence (Section 19, No. 3) 9 utilisée par le «Bundeskartellamt», l office fédéral allemand des cartels, donne un exemple pratique d'outil permettant de mesurer de façon objective la concentration du marché : «Une entreprise est réputée occuper une position dominante sur le marché dès lors qu elle détient au moins le tiers du marché. Un groupe d entreprises est réputé occuper une position dominante dès lors 1. qu il se compose de trois entreprises au plus qui détiennent ensemble 50% du marché, ou 2. qu il se compose de cinq entreprises au plus qui détiennent ensemble les deux tiers du marché à moins que lesdites entreprises ne démontrent que la situation concurrentielle est de nature à créer entre elles une concurrence substantielle ou que le groupe d entreprises n occupe pas une position prépondérante sur le marché par rapport aux autres concurrents. Les termes de référence originaux pour le consultant ont nécessité une étude des expériences européennes. Bien qu elles aient été croisées, ces expériences n ont révélé aucun progrès substantiel dans la création d'une réelle concurrence dans les marchés de l électricité de gros et de détail à l exception notable du Royaume-Uni (RU). Généralement, l expérience européenne met plutôt en exergue les freins au développement d une concurrence réelle et efficace, qui persistent malgré plus de 15 ans de législation en faveur de la libéralisation. Cette leçon n est toutefois pas sans intérêt pour l Algérie. Ce pays a lui aussi avancé dans la législation en faveur de la libéralisation du secteur de l'électricité mais n a encore constaté aucun entrant vraiment indépendant sur son marché. Dans la section 17, nous aborderons le cas de l Europe dans l'ensemble en comparant les objectifs annoncés et les résultats obtenus. Ces leçons «négatives» ne sont qu'une partie de l'histoire. Nous avons aussi observé deux autres marchés de l'énergie hors de l'europe, qui, au contraire, ont fait montre d un développement efficace et progressif de la concurrence dans leurs marchés de la production. Nous essayons ici d identifier les caractéristiques 9 version française Page 36

53 innées de ces pays, et/ou les réformes positives qui y ont été entreprises et ont mené à une situation propice à l épanouissement de la concurrence dans le secteur de la production. La présente étude porte sur les marchés de l électricité suivant : Le Marché chilien Le Marché national de l électricité australien Le Marché intérieur européen de l électricité. Le Chili a été choisi pour plusieurs raisons. En termes de structure du réseau, il dispose de circuits longs et linéaires avec peu d interconnections, un peu à l instar de l Algérie. Les réformes ont eu lieu dans un pays en développement où les secteurs financier, industriel et commercial étaient contrôlés, dans un large mesure, par un gouvernement central et socialiste, une situation qui n'est pas sans rappeler celle de l'algérie aujourd hui. Ce pays fut le premier à mener de vastes réformes dans le secteur de l électricité, convaincu qu elles permettraient de délivrer un service de manière plus efficace et d améliorer la sécurité de l approvisionnement. Les réformes du secteur de l électricité australien ont été introduites, au contraire, dans un environnement développé et industrialisé. Encore une fois, comme en Algérie, la structure du réseau se caractérise par des circuits longs et linéaires. Ici, contrairement au Chili et à l Algérie d aujourd hui, un certain nombre d États fédérés se sont regroupés dans un marché commun, en développant des interconnexions physiques entre eux et en établissant des accords commerciaux en matière de concurrence pour le commerce de l électricité au-delà de leurs frontières. Ces accords ont répondu avec succès aux différentes mesures réglementaires et législatives de chaque État fédéré. La situation est la même dans les pays du Maghreb. Nous procédons à l analyse des différents secteurs de production d électricité comme suit. Pour chacune de nos études de cas, nous nous intéressons premièrement à l histoire de chaque marché et à son processus de réforme. Deuxièmement, nous observons la structure de chaque marché de l électricité, tout en examinant l expérience faite de l exploitation du marché, notamment en ce qui concerne le développement de la concurrence. Troisièmement, nous faisons un résumé du cadre législatif et réglementaire ainsi que des règles d administration. Enfin, comme dans la section 18, nous observons en quoi ces expériences peuvent être instructives pour l Algérie. Nous allons d abord examiner les réformes des marchés de l électricité et le développement de la concurrence dans la production électrique dans deux marchés où la concurrence a été introduite avec succès, en commençant par le Chili. Page 37

54 15. Le Chili 15.1 Histoire du marché (a) Introduction Le Chili est un cas d étude intéressant pour l Algérie en matière de réforme de l'électricité dans la mesure où son économie est encore en développement. Le revenu national brut (RNB) par habitant atteint aujourd hui US$. Pourtant, au début de ses réformes économiques au début des années 1980, son RNB par habitant était similaire à celui de l Algérie actuellement, à savoir, US$. Les réseaux de l'électricité chiliens et algériens, dont les circuits se caractérisent, tous deux, par des circuits de transport longs et linéaires, ont besoin d interconnexions pour renforcer la sécurité de l approvisionnement. Pourtant, le Chili détone un peu au milieu des autres pays en développement en raison du fort attachement à la propriété privée et de la stabilité qui résulte de la longue période de discipline économique du régime militaire. Avant le coup d État de 1973, le Chili avait connu plusieurs décennies de gouvernements à la fois socialistes et populistes. Après plusieurs années de Chilenisation délibérée, l État avait pris le contrôle de la majeure partie des secteurs financier, agricole et industriel de l économie. L incapacité de l État à financer les investissements nécessaires pour répondre à la demande croissante aboutit à l affaiblissement de son économie et au renversement du gouvernement de Allende en La détermination que montra le gouvernement militaire chilien à réorganiser son secteur de l électricité afin d adopter une certaine discipline économique n était pas sans rappeler celle du Royaume-Uni (un pays, à l époque, bien plus développé, avec une économie de marché plus solide). Les deux gouvernements bénéficièrent de conseils particulièrement avisés concernant leur économie intérieure, tous deux étant déterminés à engager des réformes pour des raisons purement économiques en l'absence de toute pression extérieure. Même si les deux pays ont appris l un de l autre, tous deux avaient la capacité et la motivation pour chercher une solution compatible avec leur situation économique et avec les caractéristiques de leur secteur de l électricité. (b) Processus de réforme Avant la Seconde Guerre mondiale, les secteurs de l'électricité suivaient un modèle centralisé et nationalisé partout dans le monde. C était considéré (à juste titre) comme le seul moyen efficace permettant de construire de substantiels actifs de production et de transport afin de garantir un approvisionnement fiable aux principaux bassins de population et aux industries clés. Dans les trente dernières années du XX e siècle, certains pays commencèrent à s'apercevoir que, si l'opérateur historique était souvent le mieux placé pour construire un réseau électrique intégré (car seul un État peut coordonner, planifier et garantir le financement des investissements à une telle échelle), il n était cependant pas l opérateur le plus efficace du système achevé. De plus, certains gouvernements se rendirent compte que, après avoir mobilisé, pour leurs citoyens, des sommes colossales pour la conception réussie d un réseau électrique intégré, l État pouvait raisonnablement se retirer et laisser les intérêts privés prendre en charge la suite des opérations, la maintenance et le développement régulier du système. Page 38

55 Le Chili fut le premier pays à s'engager aussi clairement sur la voie de l'abandon du modèle centralisé, géré et détenu par l'état, dans le cadre d une vaste politique de restructuration de l économie chilienne et de réduction de la taille du secteur public. Les réformes débutèrent avec la création en 1978 de la Commission nationale de l énergie 10 (la CNE est aujourd hui l institution qui s'apparente le plus à un organe régulateur de l électricité), puis continuèrent en 1982 avec l adoption de la nouvelle législation, la Loi générale relative aux services électriques 11. Les réformes prévues dans la législation de 1982 menèrent au démantèlement (entamé en 1981) vertical et horizontal de la structure existante du secteur électrique, propriété de l État, puis à sa commercialisation et à sa privatisation partielle. La privatisation à grande échelle débuta en 1986, tout juste deux ans après la réorganisation du secteur de l électricité au Royaume-Uni, le pays qui a mené la réforme de l'électricité sans doute la plus complète qui soit. La réforme de l électricité au Chili est considérée comme un bon exemple, autant pour l Amérique latine que pour le monde, de pays en développement qui a su réformer avec brio son secteur électrique. Dans les années 1980, il y avait peu d'exemples à suivre en matière de réformes de marché de la production d'électricité, toutefois le Chili envoya des fonctionnaires au Royaume-Uni, en France et en Belgique. Ils en revinrent avec l'idée de séparer les compagnies de production et de celles de distribution, qui s échangeraient alors l'électricité à un prix calculé grâce à une formule basée sur le coût (comme au Royaume-Uni où les Conseils locaux payaient alors le Conseil central de la production d'électricité). Ils associeraient cela avec un système de répartition fonctionnant avec une tarification basée sur les coûts marginaux (comme le pratiquait l'opérateur français EDF) ainsi qu'un système de bourse d'échange de l'électricité entre générateurs pour respecter les contrats client (comme c était le cas en Belgique). Ces observations aboutirent à une séparation verticale partielle du secteur et à la création d un mécanisme de marché de gros de l électricité. Les mesures de séparation verticale et de marché de gros sont les deux éléments fondamentaux d une vision moderne du secteur de l'électricité. (c) La nouvelle structure du marché En 1986, le secteur de l'électricité au Chili fut divisée en trois secteurs distincts : production, transport et distribution. Production : il s agit des compagnies qui produisent l'électricité à partir d'installations hydroélectriques ou thermiques puis la vendent aux compagnies de distribution ; les ventes étaient régies par des contrats à court et long terme, sauf dans le cas de vente à d autres compagnies de production où la vente se faisait sur demande. Les compagnies de production étaient libres de signer ou non un contrat, de choisir leurs clients, la durée des contrats et la quantité d'électricité pouvant être achetée. Dans chacun des deux principaux marchés interconnectés, une organisation centrale des opérateurs du marché fut créée afin de mener à bien la surveillance de la répartition et du système «Centros de Despacho Económico de Carga» (CDEC) ; ces centres sont gérées par des représentants des compagnies de production et de transport. 10 Comisión Nacional de Energía 11 DFL No 1 de Mineria 1982: Ley General de Servicios Eléctricos Page 39

56 Transport : il s agit des compagnies qui transportent l'électricité à haute tension ; le réseau de transport doit permettre le «libre accès», c-à-d. tout nouvel utilisateur doit avoir accès au réseau en participant à l'investissement nécessaire à l'extension dudit réseau. Les sociétés de transport recouvrent leur investissement dans les actifs de transports via les péages qu elles facturent aux sociétés de production. L investissement du propriétaire des lignes de transport est payé, tout comme ses frais d'exploitation relatifs à l'utilisation des lignes. Le montant des péages (ou les éléments spécifiques de la formule) peut être négociés entre la société de transport et la société de production. Les litiges liés aux problèmes de transports sont soumis à un arbitrage selon les modalités prévues dans la Loi chilienne relative à l électricité. Distribution : il s agit des sociétés qui achètent l'électricité aux producteurs pour la revendre aux consommateurs sur la zone géographique que couvre une concession. Si une société productrice vend directement à un client réglementé, par exemple quand un tel client se trouve hors de la zone de concession d une société de distribution, elle doit appliquer le même tarif que la société de distribution serait censée appliquer (en tant que détaillant). Les plus grosses sociétés de production au Chili vendent l'électricité au moyen de réseaux électriques interconnectés. Les deux principaux réseaux interconnectés sont le SIC 12 et le SING 13. De plus, il existe de nombreux autres réseaux, dont ceux des régions Aysén et Magallanes dans le sud du pays qui fournissent l'électricité aux zones reculées situées hors des réseaux électriques interconnectés ; certaines grandes sociétés industrielles possèdent et gèrent leur propre système de production pour satisfaire leurs besoins. Le SIC et le SING sont conçus pour la vente d'électricité comme des marchés presque parfaits : le producteur disposant du coût marginal le plus bas est choisi pour satisfaire la demande jusqu à ce qu'un producteur offre un coût marginal plus bas. Par conséquent, quel que soit le niveau de demande, une offre adéquate sera délivrée au plus bas coût de production disponible dans le système. Les sociétés engagées dans la production d'électricité au Chili doivent coordonner leurs opérations via les CDEC afin de minimiser les frais d exploitation du réseau électrique. Les sociétés de production répondent aux exigences de leurs contrats de vente avec de l'électricité répartie, qu'ils l aient produite eux-mêmes ou qu ils l aient achetée sur le marché au comptant (ou marché «spot»). Les sociétés de production compensent leurs obligations contractuelles avec la répartition en achetant l'électricité au prix du marché au comptant qui est réactualisé toutes les heures par le CDEC, sur la base du coût marginal de production de la dernière installation qui a réparti sa production («le prix spot»). Le principal intérêt d un CDEC pour la gestion du système de répartition est qu'il s'assure que seule l'électricité produite le plus efficacement atteint les clients. Toutefois, le CDEC cherche également à vérifier que chaque société de production dispose d'une capacité installée suffisante et peut produire assez d'électricité pour répondre à la demande de ses clients. Initialement, les clients qui demandaient un minimum de 2 MW en moyenne annuelle pouvaient couvrir leurs besoins en électricité auprès d une société autre que la société de distribution qui avait 12 Sistema Interconectado Central 13 Sistema Interconectado del Norte Grande Page 40

57 la concession de leur zone d implantation, ou directement auprès d un producteur (cela a été réduit à 500 kw aujourd hui). La vente aux clients non réglementés (les clients demandant en moyenne plus de 500 kw), réalisée directement par une société de production ou par l'intermédiaire d'une société de distribution (dans ce cas bien précis), n est pas réglementée et se fait à des prix négociés Développement d un marché concurrentiel (a) Expérience du marché Sur le marché, un certain nombre de problèmes fut identifié au cours des 20 premières années de fonctionnement ; ils devinrent suffisamment graves plusieurs années durant ( ) pour que le régulateur le CNE et le gouvernement eussent à intervenir. Une sécheresse exceptionnelle en causa une indisponibilité majeure des centrales hydroélectriques, qui fut aggravée par la défaillance d une importante centrale CCGT 14. Certaines réformes de la législation vinrent amplifier ces problèmes lors de la réforme de 1999, lorsque les clauses de force majeure furent retirées des obligations contractuelles relatives à l'approvisionnement en électricité, alors qu aucune révision compensatoire de la formule de tarification de l'électricité ne vint contrebalancer l augmentation du risque contractuel. Voici quelques uns des problèmes rencontrés : un rétrécissement du marché dans la production lorsque les producteurs stoppèrent leur expansion et leur investissement, confrontés à des risques de marché accrus. un manque d'investissement dans le transport ; un investissement inefficace et des prix en hausse sur les marchés du transport de taille moyenne (1500 à 2000 MW) ; problèmes de fiabilité (black-outs réguliers, interruptions de l approvisionnement) sur le réseau SING et hausse des coûts d approvisionnement au secteur minier ; augmentation du risque d interruption de l approvisionnement à moyen terme sur le système SIC en raison d une congestion relative à la croissance soutenue de la demande. Le CNE identifia un certain nombre de facteurs à la source de ces problèmes : incertitude sur les revenus pour les producteurs approvisionnant le secteur réglementé (les clients en dessous de 2 MW) du SIC 60 % des ventes des producteurs sur le SIC étaient destinées aux clients réglementés en partie causée par l incertitude des producteurs concernant les charges de péage (pour l'utilisation du système SIC) ; absence d obligation ou d investissement de la part des opérateurs de transport pour investir dans leurs infrastructures de transport ; incertitudes relatives aux rémunérations perçues pour les installations existantes ; absence de toute mesure d'incitation à fournir des services d assistance technique sur les réseaux ; 14 Turbine à Gaz à Cycle Combiné une technologie de générateur efficace qui produit une énergie primaire par combustion de gaz et une énergie secondaire à partir de la vapeur Page 41

58 inadéquation de la méthode des coûts marginaux pour les petites structures verticalement intégrées (<200MW). Malgré la dislocation du marché et le gel des investissements, qui a menacé la sécurité de l'énergie au sein du SIC, il a fallu quatre ans au gouvernement et attendre les premiers blackouts dans le centre sud pour faire demi-tour. En octobre 2003, le gouvernement envoya un signal de coopération au secteur en proposant un nouvel ensemble de règlements qui réinterprétaient les règles compensatoires de l article 99 de la Loi relative à l électricité de Dans l article controversé, les compensations statutaires étaient réservées au consommateur final, alors que la loi prévoyait d en faire bénéficier également les sociétés de distribution. Le secteur accueillit la nouvelle loi avec satisfaction en mettant un terme à «sa grève de l'investissement». (b) Processus des réformes Le secteur chilien de l électricité fonctionne aujourd'hui de manière raisonnablement stable. Il a progressé en matière d économies pour les clients, en particulier ceux des secteurs minier et industriel, pour qui les prix ont chuté d environ 85 pesos/kwh en 1984 à environ 10 pesos/kwh en Les investissements se sont réglés sur la croissance de la demande (même s'ils avaient baissé durant la crise du SIC). Les prix reflètent plus ou moins les coûts marginaux, l'accès à l'électricité est bien meilleur, tout comme la sécurité de l'approvisionnement et l efficacité de l exploitation. Des marges relativement étroites dans les centrales ont oeuvré dans l'ensemble à limiter les abus de pouvoir sur le marché et l'état a pu concentrer ses ressources sur d'autres besoins sociaux. Aujourd hui, 100 % des activités de production, transport et distribution au Chili sont entre les mains d'entreprises privées. Le groupe Endesa, AES Gener et Tractebel contrôlent le secteur de la production. Le secteur de la distribution est également partagé entre quatre groupes principaux : Enersis (apparenté à Endesa), le nord-américain PP&L, Sempra-PSEG, et un regroupement de sociétés affiliées. Même chose pour le transport, Transelec, une société exclusivement de transport, contrôle la quasi-entièreté du maillage. Tableau 4 - Participation privée dans le secteur chilien de l'électricité Activité Participation privée nombre d opérateurs Production 100 % 26 Transport 100 % 5 Distribution 100 % 36 La concentration du marché est cependant élevée. C est particulièrement le cas au centre du pays dans le SIC, qui a la plus grande part de clients «captifs» ou réglementés (60 % de la demande du SIC) et une forte dépendance à l hydroélectrique, avec 61 % de la capacité installée. Au contraire, Page 42

59 au nord, le réseau SING, qui profite d un marché à 100 % thermique (avec une marge substantielle dans les centrales), n a que 10% de clients réglementés. La faible réserve de production du SIC, sa très grande dépendance à l hydroélectrique (ce qui peut être utilisé stratégiquement), le fait que la plupart de l'hydroélectrique soit détenu par une seule société et le fait que les clients soient pour la plupart «captifs» se traduisent par une situation de la concurrence plus préoccupante dans le réseau SIC. Tableau 5 - Concentration du marché dans les réseaux SING et SIC SIC Société Part de marché en capacité installée SING Société Part de marché en capacité installée Endesa SA 55 % Endesa SA 22 % AES Gener 22 % AES Gener 28 % Colburn SA 16 % Southern Energy 20 % Autres 7 % Tractebel 30 % Source : Watts/Atienza/Rudnick - Pontifical Universidad Católica de Chile La nouvelle législation actuellement en préparation amènera de nouvelles réformes. Elle prévoit notamment la création d un opérateur indépendant du système afin de calmer les inquiétudes en matière d administration, les CDEC étant dirigés par les représentants des acteurs du marché euxmêmes. De plus, une unique bourse de l électricité est proposée pour régler les opérations commerciales et économiques du marché. Il semble que ce modèle pourrait réduire un peu le phénomène de centralisation de la prise de décision dont avait besoin le régulateur dans l ancien modèle, apporterait également plus de transparence, plus d indépendance et développerait le marché financier Cadre législatif et réglementaire (a) Principales lois en vigueur Les principales lois régulant le secteur chilien de l électricité sont les suivantes. DFL No. 1, Mines (1982), la Loi relative à l électricité, ouvre le secteur à la propriété privée et établit les règles de la structure du secteur, des opérations, des marchés et de la tarification à divers niveaux d'activité. Elle établit les lignes directrices en matière de qualité et de sécurité. Elle permet l'accès à un secteur ouvert sans concession et la compétition dans le sous-secteur de la production, mais requiert des concessions ou des permis pour la plupart des activités de transport et de distribution au détail, qui sont réglementées comme des monopoles naturels. Elle fournit un accès libre aux maillages de transport et de distribution, crée une unité de coordination pour la répartition de la charge et laisse le choix aux grands consommateurs. Les droits et obligations des acteurs du secteur ainsi que d autres normes sont également définis. Page 43

60 DFL No. 6 (1982), Les Règles de coordination et d opération, définissent les critères auxquels doit répondre le fonctionnement du réseau interconnecté, notamment les critères techniques pour le transport et les critères de connexion et de participation destinés aux producteurs. Il charge le CDEC, dont les membres sont des producteurs avec plus de 2 % de la capacité du système, d'établir des règles de fonctionnement coordonnées en fonction du coût minimal et d autres lignes directives conçues par la CNE. Décret No. (1978). Il établit la Comisión Nacional de Energía (CNE) comme l organe régulateur de surveillance du secteur au rang de ministère. Il créa un nouveau régime tarifaire qui fut codifié plus tard dans la Loi relative à l'électricité de Il dicta également et surveilla l'introduction du plan de réforme dans le secteur de l électricité. Ley Corta No 19,940 (I) de 2004 et Ley Corta No 20,018 (II) de elles introduisirent le concept d un service public de transport et soumirent les opérateurs de transport à l obligation d étendre leurs réseaux sur la base d études d expansion à moindre coût ; elles modifièrent le mode de tarification nodale pour assurer les producteurs d un meilleur niveau de revenu et réduisirent le seuil pour les clients éligibles de 2 MW à 500 kw. Autre objectif important, elles devaient œuvrer pour une plus grande concurrence dans les secteurs où la concurrence était possible et réglementer de manière transparente et prévisible où elle était impossible. Le but de la Loi chilienne relative à l électricité est de fournir un modèle régulateur simplifié et une méthode de tarification qui limite le rôle discrétionnaire du gouvernement grâce à l'établissement de critères objectifs pour fixer les prix d'une manière permettant d allouer, au secteur électrique et à l intérieur de celui-ci, les ressources plus efficacement d un point de vue économique. Le système régulateur a été conçu pour fournir un taux compétitif de retour sur investissements dans le but de stimuler l'investissement privé, tout en garantissant la disponibilité du service électrique à tous ceux qui y font appel. Le gouvernement chilien, toujours en réponse au besoin de sécuriser l'approvisionnement en électricité, proposa une nouvelle proposition de loi au Congrès national en août 2007, l'objectif principal étant de minimiser les conséquences négatives de l incapacité d'un producteur à remplir ses obligations d'approvisionnement (c-à-d. en cas de banqueroute). Dans ce cas, la nouvelle loi imposerait aux autres producteurs de prendre en charge les obligations de la société défaillante. De plus, la Commission nationale de l énergie (CNE) a approuvé récemment la Résolution n 386, un nouveau texte qui permettra au client réglementé final de bénéficier de mesures d incitations économiques pour réduire sa demande en électricité. (b) Gouvernance du secteur chilien de l électricité Chaque pays trouve sa propre réponse à la question de la gouvernance du secteur de l électricité. Les premiers pays réformateurs (le Chili, l Argentine, Le Royaume Uni) ont établi une autorité indépendante du gouvernement pour gérer différents aspects de l opération du secteur. Cette autorité doit exercer certaines fonctions et suivre certains devoirs selon la loi en collaboration avec d autres organes de l état. La définition et la limite des fonctions et devoirs de chaque autorité / organe suivent la loi, bien sûr. Toutefois, elles sont historiquement basées sur les structures et des institutions préexistantes dans le pays. C est pourquoi on trouve aujourd hui plusieurs modèles de gouvernance dans les secteurs Page 44

61 de l électricité partout dans le monde. Un préalable de la bonne gouvernance du secteur réside dans les frontières entre les fonctions et devoirs de chaque organe qui doivent être très bien délimitées, sans doublon, ni omission. Au Chili, les sociétés d'électricité sont sujettes à la réglementation de leurs prix et d autres aspects de leur activité au Chili selon la Loi chilienne relative à l'électricité de Trois organes gouvernementaux partagent la haute responsabilité de l'introduction et de l'application de la Loi chilienne relative à l'électricité : Le CNE a autorité sur la fixation des tarifs et des prix nodaux ainsi que sur la préparation du «Plan indicatif», un guide sur 10 ans pour la stratégie d'expansion du réseau électrique. La SEC 15 fixe et fait appliquer les normes techniques du réseau. Le Ministère de l Économie donne son accord final sur les tarifs ainsi que les prix nodaux fixés par la CNE, et réglemente l attribution de concessions aux sociétés de production, de transport et de distribution. 15 Superintendencia de Electricidad y Combustibles Page 45

62 16. Le Marché National de l électricité, Australie 16.1 Histoire du marché (a) Introduction L Australie compte parmi les nombreux pays du Commonwealth à avoir suivi le RU dans les années 1990 dans leur réforme de leur secteur de l électricité avec en point de mire une plus grande efficacité de l approvisionnement en électricité et garantir ainsi une plus grande fiabilité tout en faisant pression pour tirer les prix à la baisse. Les réformes comprenaient la création d un marché de gros commun de l électricité pour les distributeurs et les utilisateurs finaux. Ce marché, le NEM (the National Energy Market), fut créé finalement en 1998, regroupant le Victoria, la Nouvelle Galles du Sud, le Queensland, le Territoire de la capitale australienne et l Australie Méridionale, avant d être étendu à la Tasmanie en Le NEM est le réseau interconnecté le plus vaste au monde, s étendant sur plus de km de Port Douglas dans le nord du Queensland à Port Lincoln en Australie méridionale, rejoignant même le Victoria à la Tasmanie via le câble sous-marin Basslink. L infrastructure est équipée d interconnecteurs qui transportent l'électricité entre les régions (cf. figure ci-après), mais aussi entre les réseaux de transport et de distribution à l intérieur de chaque région. Figure 8 - Interconnexions dans le NEM, Australie Source : NERA Economic Consulting «The Wholesale Electricity Market in Australia : A Report to the Australian Energy Commission» March 2008 Page 46

63 Bien que son économie soit très développée, l Australie constitue un modèle intéressant pour l Algérie en raison de ses longs circuits de transport et de ses États interconnectés. Ainsi, un marché sain et concurrentiel de l électricité de gros et de détail fut créé entre différents États, malgré leurs particularités en matière de législation et de structure de leurs marchés. (b) Processus de réforme Avant les années 1990, la responsabilité de l approvisionnement en électricité en Australie étaient du ressort des États fédérés : de grandes organisations régionales planifiaient et géraient la production, le transport et la distribution en situation de monopole. Les États et les Territoires s occupaient de toute la planification d extension ou de renforcement de leurs réseaux ; il existait peu d interconnexion entre les réseaux et pas de véritable concurrence à aucun stade de la chaîne d approvisionnement. Un rapport 17 préparé par la Commission de l'industrie pour le Trésor fédéral, publié en mai 1991, suggéra un programme de réforme pour augmenter le niveau d efficacité dans le secteur de l approvisionnement d électricité et développer la concurrence entre ses acteurs. L objectif général du programme était d'élever la productivité nationale. Les gouvernements prirent la décision de réformer le secteur de l énergie du pays dans le cadre des Réformes de la politique nationale de la concurrence (National Competition Policy reforms) votées en 1995 par le Conseil des gouvernements australiens (Council of Australian Governments COAG). La réforme structurelle clé consistait à séparer les éléments du monopole naturel des éléments de la chaîne d approvisionnement d électricité propices à la concurrence. Les objectifs spécifiques du COAG étaient les suivants : libre choix pour les acheteurs d électricité ; accès aux réseaux de transport et de distribution sans discrimination aucune ; pas de barrières discriminatoires, dans la législation ou la réglementation, à l entrée de nouveaux acteurs dans la production ou la vente au détail d électricité ; pas de freins aux échanges entre les États ou en leur sein. À l'issue de ce travail, un marché national de gros sophistiqué fut créé pour le commerce de l électricité entre les producteurs et les gros consommateurs dans les États australiens de l'est et du sud-est. Les grandes organisations régionales furent démantelées en secteurs de la production et de la distribution, alors que des sociétés furent créées pour gérer leurs exploitations. La Compagnie nationale de gestion du marché de l électricité (National Electricity Market Management Company NEMMCO) fut fondée en 1996 pour administrer et gérer le NEM, développer le marché et améliorer en permanence son efficacité. La NEMMCO est l opérateur indépendant du marché et du réseau du NEM et l opérateur du système du maillage national. Dans son rôle d'opérateur indépendant du réseau, La NEMMCO est responsable de la création et de 17 The Hilmer Report Page 47

64 l exploitation du marché de gros et doit améliorer en permanence son fonctionnement tout en assurant la sécurité du système. Elle fonctionne comme une organisation à but non-lucratif dont les membres sont les gouvernements des États du NEM. Chacun de ces gouvernements nomme un directeur au Conseil de la NEMMCO. D autres sociétés furent aussi créées pour gérer les activités des réseaux de transport et de distribution relevant du monopole naturel. Parmi les autres aspects de la réforme, on retrouvait également l'accès aux réseaux de transport et de distribution sans discrimination aucune, ainsi que le renforcement et l'extension du réseau électrique interconnecté. Pour tirer pleinement profit de la concurrence tout au long de la chaîne d approvisionnement d électricité, tout consommateur, même modeste, devait pouvoir choisir son fournisseur. Dès 2001, la Nouvelle-Galles du Sud, le Victoria, le Queensland, L Australie méridionale Sud et le Territoire de la capitale australienne avaient restructuré leurs monopoles publics autrefois verticalement intégrés en une série d organismes privés séparant la production, le transport, la distribution et la vente. Dès 2006, la Tasmanie avait déjà entrepris elle aussi des réformes similaires. L Australie méridionale et le Victoria privatisèrent leurs actifs. Avant de pouvoir assister à l émergence de la concurrence dans les secteurs de la production et de la vente, il faut impérativement prendre les mesures qui donnent aux sociétés l accès aux réseaux d électricité et de gaz (transport et distribution) sans discrimination aucune. Cet accès, inscrit dans la Section IIIA du Trade Practices Act 1974 (TPA), était également un élément important de la Politique nationale de la Concurrence. (c) La nouvelle structure du marché Figure 9 - Le Marché national de l'électricité Page 48

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