Fichier PDF - Ministère de l'énergie et des mines

Programme MEDA de l’Union Européenne
Intég ration progressi ve des march és d e
l'él ectricité de l' Al g érie, du Maroc et de
la Tunisie dan s l e march é intérieu r d e
l'él ectricité de l'Union européenne
E u r o p e Ai d / 1 2 3 0 0 9 / D / S E R / M u l t i
Ac t i o n 0 5 d es P lans Opérationnel s An n uels 2008
et 2009 :
H A R MONISATION DES MÉTHODOLOGIES DE
T A R I F I C A T ION
R A P P ORT DEFINITIF
A u t e u rs :
Y v e s L e T e x i e r , E x p e r t P r i n c i p a l
A b d e l k a d e r G l i z
26 o c t o b r e 2 0 0 9
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

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
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
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 :
Abdelkader El Mekki Directeur
Général de l’Energie au ministère
de l’Energie et des Mines
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
92 – 98 boulevard Victor Hugo
F-92115 Clichy Cedex
France
Représentants du Prestataire:
Gilles DUBUISSON Directeur du
Pôle Industrie, Energie,
Infrastructures et Secteur Privé
Hichame Selmaoui
Directeur de Projets
Adresses E-mail
Abdelkadermekki@mem.gov.dz
Ghania.kaci@mem.gov.dz
Gilles.dubuisson@sofreco.com
Hichame.selmaoui@sofreco.com
Fax 00 – 213 – 21 48 81 90 00 – 331 – 41 27 95 96
Bernard Duhamel : Chef de l’équipe d’assistance technique bdu-kadran@wanadoo.fr
Action 05 du POA 2008 : Harmonisation des méthodologies de tarification
Titre du document : Rapport d’Etude (version définitive)
Date du document : 26 octobre 2009
Auteurs du document : Yves Le Texier et Abdelkader Gliz, Experts Senior
Nombre de pages : 131
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
TABLE DES ABREVIATIONS
ATR
BAR
BT
CMPC
CRE
CREG
EAT
EDF
GRDE
GRTE
GWh
HT
IPP
MIEPME
MEM
MEMEE
MT
OM
ONE
OS
POA
RTE
SD
SI
SONELGAZ
SPE
STEG
TdR
TSO
UCTE
UE
UGP
Accès de Tiers aux Réseaux
Base d’Actifs Régulés
Basse tension
Coût Moyen Pondéré du Capital
Commission de Régulation de l’Energie (France)
Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (Algérie)
Equipe d’Assistance Technique
Electricité de France
Gestionnaire de Réseau de Distribution Electricité (Algérie)
Gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité (Algérie)
Giga Watt heure
Haute tension
Independent Power Producer
Ministère de l’Industrie, de l’Energie et des Petites et Moyennes
Entreprises (Tunisie)
Ministère de l’Energie et des Mines (Algérie)
Ministère de l’Energie, des Mines, de l’Eau et de l’Environnement
(Maroc)
Moyenne tension
Opérateur de Marché
Office National d’Electricité (Maroc)
Opérateur du Système
Plan Opérationnel Annuel
Réseau de Transport de l’électricité (France)
Société de Distribution
Système d’information
Société Algérienne de l’Electricité et du Gaz (Algérie)
Société Algérienne de Production de l’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
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
TABLE DES MATIERES
Synopsis ………………………………………………………………………………….. 3
Table des abréviations …………………………………………………………………… 4
Résumé exécutif ………………………………………………………………………..... 8
Introduction ……………………………………………………………………………… 17
I
La réforme du secteur électrique : Objectifs et conséquences sur la
méthodologie de tarification …………………………………………………….
1.1 La séparation des activités ………………………………………………… 20
1.2 Les principes de base de la tarification …………………………………… 21
1.3 Méthodologie tarifaire générale …………………………………………... 21
1.3.1 Formule générale du tarif …………………………………………. 21
1.3.2 Les coûts …………………………………………………………… 21
1.3.3 La marge …………………………………………………………... 22
1.4 La régulation par le Price Cap …………………………………………….. 22
II La méthodologie tarifaire dans l’Union Européenne …………………………. 23
2.1 Le coût du transport dans un système électrique intégré …………………. 23
2.1.1 La clientèle et les tarifs dans une compagnie intégrée …………….. 24
2.1.2 Méthode de calcul des tarifs ………………………………………... 25
2.2 La clientèle et les tarifs dans le système libéralisé de l’Union Européenne 31
2.2.1 Les principes de l’ouverture du marché de l’électricité …………… 31
2.2.2 Principes d’établissement du tarif de transport de l’électricité dans
un système …………………………………………………………
35
libéralisé
2.2.3 Méthodologie en usage dans l’Union Européenne ………………… 36
2.2.4 La détermination du niveau du tarif de l’activité transport ………... 38
20
2.2.5 les résultats du calcul du tarif ……………………………………… 38
2.3 Cohérence des deux méthodologies tarifaires européennes : Tarif intégré
Versus tarif séparé …………………………………………………………
Séparé
40
4
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
III La méthodologie tarifaire de l’Algérie ………………………………………… 41
3.1 Principaux aspects de la libéralisation du secteur électrique ……………... 41
3.2 Méthodologie de tarification ……………………………………………… 42
3.2.1 Les tarifs des clients non éligibles ………………………………….. 42
3.2.2 Les tarifs des clients éligibles ………………………………………. 43
3.3 Comparaison des méthodologies de tarification : Union Européenne
versus Algérie …………………………………………………………….
3.3.1 Textes législatifs et réglementaires ………………………………… 46
3.3.2 Principes généraux de la tarification ………………………………. 48
3.3.3. Exemple d’application méthodologique de la tarification des
activités du transport ………………………………………………..
50
IV
de l’électricité
La méthodologie de tarification du Maroc et de la Tunisie …………………... 52
4.1 Secteur électrique et méthodologie tarifaire au Maroc …………………… 52
4.1.1 Organisation du secteur électrique marocain ……………………… 52
4.1.2 La méthodologie tarifaire au Maroc ……………………………….. 54
4.2 Secteur électrique et méthodologie tarifaire en Tunisie …………………... 56
4.2.1 Organisation du secteur électrique tunisien ……………………….. 56
4.2.2 La méthodologie tarifaire en Tunisie ………………………………. 57
V L’harmonisation des méthodologies de tarification …………………………... 59
5.1 Conditions d’harmonisation des méthodes de tarification du transport de
l’électricité …………………………………………………………………
5.2 Comparaison des méthodologies de tarification ………………………….. 62
5.3 Les principes opératoires d’une méthodologie tarifaire harmonisée ……… 65
VI Synthèse : revue des concepts 69
6.1 Les tarifs à harmoniser ……………………………………………………. 69
6.2 Particularités du tarif du transport ………………………………………… 70
6.3 Identification de l’activité transport ………………………………………. 71
46
59
5
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
6.4 Les données à collecter pour le calcul des tarifs ………………………….. 72
6.5 La préparation du Business Plan de l’activité transport de l’électricité …... 73
6.6 Les étapes et la méthode du calcul du tarif ……………………………….. 74
6.7 La révision tarifaire ……………………………………………………….. 77
VII Recommandations et mise en œuvre …………………………………................ 79
7.1 Situations comparées des trois pays ………………………………………. 79
7.2 Recommandations générales…………………………………………......... 80
7.3 Recommandations par pays ………………………………………………. 81
7.3.1 Algérie ……………………………………………………………………… 81
7.3.2 Maroc et Tunisie ………………………………………………………….. 82
7.4 Propositions pour une feuille de route …………………………………….. 84
7.4.1 La mise en œuvre des tarifs harmonisés………………………………… 84
7.4.1 Les principaux éléments…………………………………………………… 85
VIII Conclusion ……………………………………………………………………….. 86
Annexe A : Termes de Référence ………………………………………………………... 87
Annexe B : Plan de travail de l’action 05 ………………………………………………... 89
Annexe C : Régulation par le Price Cap …………………………………………………. 92
Annexe D : Détermination du niveau des tarifs et Business Plan ……………………….. 99
Annexe E : La marge et le Coût Moyen Pondéré du Capital ……………………………. 104
Annexe F : Proposition de tarif binôme pour l’utilisation du réseau de transport en
Algérie ………………………………………………………………………..
Annexe G : Décisions communes résultant des analyses des méthodologies tarifaires …. 115
Session du groupe de travail transversal du 23 mars 2009 à Alger : Présentation par
chacun des pays de sa méthodologie tarifaire :
Annexe H : Cas de l’Algérie …………………………………………………………….. 119
Annexe I : Cas du Maroc ………………………………………………………………… 124
Annexe J : Cas de la Tunisie …………………………………………………………….. 129
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
RESUME EXECUTIF
Cette synthèse présente les principales conclusions du rapport d’étude établi par les experts de
l’ « EAT énergie » dans le cadre de l’action 05 intitulée « Harmonisation des Méthodologies
de tarification ». Il est structuré selon le plan suivant :
1. Objectifs et contexte de l’action
2. Une méthodologie harmonisée de tarification du transport de l’électricité
3. Les actions à réaliser par pays
1. Objectifs et contexte de la mission
L’objectif énoncé par les termes de référence est de « s’assurer que, dans la perspective d’une
intégration des marchés maghrébins, les procédures d’accès au marché sont suffisamment
harmonisées afin de ne pas créer de difficultés inutiles dans les relations des fournisseurs avec
les gestionnaires des réseaux ». Le résultat attendu dans ce cadre est la proposition d’une
méthodologie commune pour le calcul des tarifs relatifs aux réseaux d’électricité au Maghreb,
dans un contexte de libéralisation progressive du (des) marché(s).
Si le titre de l’Action 05 parle de « méthodologie de tarification » sans préciser de quel type
de tarif il s’agit, l’objectif des termes de référence est clairement de faciliter les échanges
d’électricité entre pays, comme le suggère le terme « intégration progressive des marchés ».
C’est donc avant tout la tarification du transport de l’électricité qui est visée, l’harmonisation
des méthodologies tarifaires se référant à la tarification du transport, accessoirement de la
distribution. En d’autres termes, ce qui est en jeu c’est le libre accès aux réseaux pour la
création progressive d’un marché électrique, d’abord à l’intérieur de chaque pays ensuite entre
les pays, une méthodologie tarifaire harmonisée représentant un élément majeur pour
atteindre cet objectif.
Le contexte de l’action est double. En premier lieu, il est le résultat du processus de réforme
engagé dans la grande majorité des pays et qui consiste à favoriser autant que possible
l’émergence de marchés concurrentiels dans l’activité économique. Le secteur électrique n’est
pas une exception en dépit de certaines particularités structurantes telles que le caractère de
service public de la fourniture d’électricité et l’importance de la coordination entre les
différents volets de l’activité.
Le point de départ de la réforme du secteur électrique est de considérer que ce secteur est en
fait composé de deux types d’activités : 1) les activités pouvant fonctionner sous la forme
d’un marché concurrentiel, comme c’est le cas de la production et de la commercialisation de
l’électricité et 2) les activités constituant des monopoles naturels comme c’est le cas du
transport et de la distribution de l’électricité.
Pour rendre effective et sans ambiguïté la compétition au niveau de la production d’électricité,
il est apparu important de séparer les réseaux de transport et de distribution du producteur
historique et de garantir l’Accès des Tiers aux Réseaux –ATR- à tous les opérateurs du
secteur (producteurs, fournisseurs, consommateurs, …). La problématique de la tarification de
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
l’ATR est ainsi apparue car le réseau de transport n’étant pas régi par les mécanismes de
marché, on ne parle pas de prix mais de tarif.
Le second contexte de l’action est l’intégration des secteurs électriques des trois pays du
Maghreb entre eux et avec le secteur électrique de l’Union européenne. De multiples
avantages sont attendus de cette double intégration découlant notamment de l’accentuation de
la compétition entre un plus grand nombre de producteurs, de la diversité des courbes de
charge, de la gestion des congestions, de la gestion des réserves, …
2. Une méthodologie harmonisée
L’intégration des marchés de l’électricité de l’Union Européenne et du Maghreb sera
progressive, et se fera suivant des modalités spécifiques à chacun des trois pays. Mais, d’ores
et déjà une harmonisation des tarifs sur la base de la libéralisation en vigueur dans l’Union
européenne devrait être envisagée, ceci selon les indications pratiques décrites ci-dessous :
2.1 Les tarifs à harmoniser
Les activités de transport et de distribution de l’électricité constituent des monopoles naturels.
C’est donc bien ces activités qui sont concernées par la tarification. C’est également l’activité
transport d’électricité qui permet la formation d’un marché électrique, par la confrontation de
l’offre et de la demande. C’est aussi les liaisons à haute tension connectant les trois pays entre
eux et avec l’Union Européenne qui seront le vecteur d’intégration entre les marchés. C’est
donc bien l’activité transport qui est visée dans l’harmonisation tarifaire, d’autant plus que ce
sont d’abord les clients raccordés en haute tension, clients finals ou clients intermédiaires
(distributeurs), qui sont concernés par des achats directs à des producteurs ou à des
fournisseurs. En résumé, et comme pour l’ensemble de ce rapport, la méthodologie
harmonisée dont on parle ici est la méthodologie de l’activité transport, qui prend aussi le
nom de tarif d’accès aux réseaux.
2.2 Particularités du tarif du transport
Rappelons que la réforme du secteur électrique vise principalement à introduire les
mécanismes du marché concurrentiel dans la production de l’électricité. Cet objectif implique
que le réseau du transport doit avoir le même traitement pour tous les producteurs, y compris
la compagnie d’électricité historique. Il en résulte que le tarif du transport est à déterminer de
façon à supprimer les possibilités de subventions croisées entre les activités transport et
production. Pour atteindre cet objectif, l’identification la plus fine possible de l’activité
transport devient nécessaire.
Dans le système classique de l’intégration verticale du système électrique, le coût du transport
fait partie du tarif de l’électricité. Dans le cadre de la libéralisation progressive du marché de
l’électricité, les nouveautés suivantes sont apparues pour la tarification de l’Accès des Tiers
aux Réseaux.
a. Le coût du transport apparaît en tant que tel, ceci à travers la publication d’un tarif du
transport. Il n’est en effet plus dilué dans le tarif intégré ;
b. La détermination d’un tarif du transport nécessite l’identification de tous les coûts et
revenus liés à l’activité du transport de l’électricité, ce qui rend primordiale la
détermination aussi précise que possible des frontières de l’activité transport. La
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
séparation juridique permet de concrétiser cet impératif, mais une séparation
comptable représente déjà un progrès en la matière ;
c. A côté des coûts attribués de façon traditionnelle à l’activité de transport (coût des
infrastructures, coûts de la maintenance et de l’exploitation, …), de nouveaux coûts
sont affectés à l’activité du transport, tels que les coûts des pertes d’énergie, les coûts
des services de système (constitution des réserves, divers mécanismes de réglage,
dispositif de Responsable d’Equilibre), les coûts des congestions, les coûts de gestion
des contrats, … ;
d. La nécessité d’assurer l’équilibre financier et la viabilité financière de l’entité
chargée de l’exploitation et du développement du réseau est l’une des nouveautés
dans l’organisation du secteur électrique. La détermination du tarif de l’électricité
nécessite le calcul d’une marge pour l’activité transport. En effet, pour
l’établissement des tarifs réglementés traditionnels, les préoccupations des autorités
de tutelle de l’Etat sont plus de l’ordre du service public que de l’ordre financier. La
situation change complètement quand le transport devient une activité autonome
devant dégager une rentabilité du capital suffisante. Dans ce cadre, les méthodologies
du Coût Moyen Pondéré du Capital –CMPC– et du Modèle d’Evaluation des Actifs
Financiers –MEDAF– pour la détermination de la marge sont les méthodologies les
plus répandues, tel qu’il ressort des recommandations de la Commission Européenne
(Recommandation 2005/698/EC) et du Groupement des Régulateurs Européens.
e. Afin de limiter la possibilité d’un comportement de monopole, le tarif du transport
est fixé par une autorité de régulation ou par la tutelle.
2.3 L’identification de l’activité transport
La séparation des activités. Plusieurs degrés de séparation peuvent exister :
La séparation technique qui a toujours existé, avec des Divisions ou Départements qui se
consacrent, dans les compagnies intégrées, à chacune des activités production, transport et
distribution.
La séparation comptable est en voie d’achèvement au Maroc et en Tunisie. Elle constitue une
étape indispensable pour identifier les coûts de chaque activité, en obligeant ainsi les
gestionnaires à identifier les frontières entre les activités et les actifs leur revenant. La
comptabilité analytique traditionnelle est cependant insuffisante pour la détermination
complète du coût du transport. En effet, la séparation des activités a montré que le coût du
transport ne se résume pas seulement aux coûts des infrastructures et aux coûts d’exploitation.
Le coût du transport intègre également d’autres types de charges : coûts de l’énergie de
compensation des pertes d’énergie, les coûts des services de système (constitution des
réserves, divers mécanismes de réglage, dispositif de Responsable d’Equilibre), les coûts des
congestions, les coûts de gestion des contrats, …
Ainsi, dans un cadre de séparation comptable des activités de transport et de production, il y a
lieu d’apporter les modifications nécessaires à la comptabilité analytique afin d’intégrer dans
le coût du transport tous les coûts liés directement ou indirectement au transport.
Dans la mesure où des clients sont raccordés à plusieurs niveaux de tension, il convient
d’identifier les coûts relatifs à chacun d’eux, avec un degré supplémentaire de séparation, à
l’intérieur même de l’activité transport.
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La séparation juridique est l’étape suivante de la séparation, et la seule à garantir la
transparence et la fiabilité de l’information. Le secteur privé l’a depuis longtemps mis en
place, par exemple par la filialisation des activités des grands conglomérats, afin d’identifier
clairement les centres de coûts et de profits, et aussi les responsabilités et l’efficacité des
dirigeants des filiales. Dans le secteur électrique cette séparation juridique des activités
s’accompagne ou non de liberté d’accès aux réseaux donné à des tiers.
La séparation juridique complète, avec instauration de l’accès des tiers au réseau de transport
et libéralisation de la production, est l’étape ultime de la séparation des activités.
2.4 Les données à collecter pour le calcul des tarifs
La collecte des données est une étape pratique très importante pour la détermination du tarif
de l’activité transport. Les données sont relatives à la fois au passé (statistiques) et au futur
(prévisions) et sont d’ordre technique d’une part, et économique et financier d’autre part.
Les données techniques concernent la situation du réseau de transport, avec les
caractéristiques des installations, et les flux transportés, énergie et puissance, à la pointe et par
postes horaires définis par l’appel aux moyens de production, pertes en réseaux, coût de la
production pour la valorisation des pertes en réseaux.
Les données économiques et financières portent sur les Immobilisations existantes et
amortissements, les frais de personnel et autres charges, les comptes de l’activité déduits de la
séparation comptable du transport par rapport à la production et à la distribution.
Les données prévisionnelles, sur un horizon d’au moins cinq ans, sont également d’ordre
technique d’une part et économique et financier d’autre part.
Les données techniques à collecter sont : la demande finale et la demande au niveau du réseau
de transport, puissance et énergie, pertes, le plan d’expansion du réseau de transport, en
fonction de l’implantation des centrales nouvelles nécessaires pour satisfaire l’accroissement
de la demande, le coût et date de mise en œuvre des nouveaux investissements …
Les données financières à recueillir sont : les données financières relatives au plan
d’investissement du réseau, les données financières relatives à l’exploitation aux charges
prévisionnelles du réseau (matières et fournitures, charges de personnel, amortissement,
impôts et taxes, charges financières, …), les revenus attendus pour une structure tarifaire
donnée, …
2.5 La préparation du Business Plan de l’activité transport de l’électricité
La préparation du Business Plan est une étape centrale pour l’étude tarifaire de l’activité
transport de l’électricité. La première phase de l’étude tarifaire vise à estimer les coûts totaux
futurs de cette activité, comprenant le développement et l’exploitation. La seconde partie vise
à déterminer le mode d’affectation de ces coûts aux différents usagers du réseau, ces derniers
ayant des caractéristiques différentes (participation à la pointe du réseau, flux d’énergie
induit, durée d’utilisation, le niveau de tension, …) et donc contribuent de façon différente au
coût total de l’activité transport. Le Business Plan est de ce fait l’outil indispensable
permettant de s’assurer de la cohérence de ces deux parties.
Le Business Plan est une projection du gestionnaire du réseau de transport dans l'avenir et
découle de la vision des principaux décideurs quant à son positionnement dans son secteur
d'activité.
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2.6 Les étapes et la méthode du calcul du tarif
Les étapes décrites ci-dessous ne constituent pas une démarche linéaire. C’est plutôt une
démarche itérative qui prend comme cadre le Business Plan.
a) Première étape : Détermination du revenu requis de l’activité du transport
Durant cette étape, le gestionnaire du réseau de transport détermine le revenu requis par la
formule générale : Tarif Coût total
Marge . Pour établir le tarif du transport, il faut
identifier tous les coûts inhérents à l’activité du transport, à savoir :
Les coûts attribués de façon traditionnelle à l’activité transport : coût des
infrastructures, coûts de la maintenance et de l’exploitation, … ;
Les coûts nouvellement attribués à l’activité de transport : Coûts des pertes d’énergie,
coûts des services de système (constitution des réserves, divers mécanismes de réglage,
dispositif de Responsable d’Equilibre), coûts des congestions, coûts de gestion des
contrats, …
Le coût du financement calculé par utilisation du coût moyen pondéré du capital.
b) Deuxième étape : Détermination du niveau du tarif
Lorsque le réseau du transport est constitué de plusieurs niveaux de tension et si les clients
sont raccordés à plusieurs niveaux de tension, il faut déterminer un tarif pour chaque niveau
de tension. Pour cela, il faut au préalable décomposer le coût total en coût sous total par
niveau de tension. Le recours à la comptabilité analytique permet d’avoir un degré
supplémentaire de séparation, à l’intérieur même de l’activité transport. Pour chaque niveau
de tension, les opérateurs calculent leurs propres coûts en tenant compte des coûts de tous les
niveaux supérieurs de tension. Pour chaque niveau de tension, le niveau du tarif, exprimé en
unité monétaire par kWh, est donné par la formule :
Niveau de Tarif
Coût total
Marge
Energie Transportée
c) Troisième étape : Détermination de la structure du tarif
La structure du tarif du transport de l’électricité est établie en fonction des principes suivants :
Tarification selon le principe du timbre-poste : Ce principe de tarification, déjà en
pratique dans le système intégré est celui utilisé dans les pays d’Europe, à quelques
rares exceptions près. Selon ce principe, le tarif du transport dans un réseau donné est
indépendant de la distance entre le fournisseur et le client. L’alternative de la
tarification en fonction de la distance n’est très souvent pas retenue car, étant donné le
mode de fonctionnement de l'électricité, aucun "chemin" ne peut être défini de façon
univoque entre un producteur et un consommateur.
Tarification binomiale : Selon ce principe, la formule générale du tarif est basée sur
deux termes ; un terme pour l’énergie soutirée, avec prix d’énergie et un terme pour la
puissance.
La structure binomiale du coût total du gestionnaire du réseau (partie fixe fonction du
dimensionnement du réseau et partie proportionnelle liée aux pertes en réseau) est une
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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justification suffisante de la structure binomiale du tarif qui comprend de ce fait un
premier terme basé sur la puissance et un second terme basé sur l’énergie transportée.
Le choix de la répartition puissance / énergie joue également un rôle important pour
certains utilisateurs. Par exemple, pour un client ayant une courte durée d’utilisation du
réseau, un terme élevé de puissance impliquera un coût de kWh très élevé. Cet exemple
montre pourquoi la répartition puissance / énergie du tarif peut s’écarter de celle des
coûts du réseau.
La structure-type du tarif qui soit conforme à la structure des coûts, serait du type 90%
de charges fixes (puissance) et 10% de prix proportionnel (énergie). Cependant, comme
expliqué dans l’annexe F, ce type de formulation pénalise les clients ayant une courte
utilisation. Le tableau de la section 3.3 de l’annexe F montre bien que pour une
puissance appelée et un tarif binôme donnés, le coût moyen du kWh transporté diminue
avec la durée d’utilisation. Ce même tableau montre également que lorsque la partie
fixe du tarif binôme est élevée, les clients à courte utilisation paient un prix au kWh
transporté nettement plus élevé que pour un client à longue utilisation. Pour réduire la
disparité du prix du transport au kWh, on définit un tarif binôme par type de clientèle
(typologie selon la durée d’utilisation) en arbitrant entre la proportion de la partie fixe
(terme puissance) et celle de la partie proportionnelle (terme énergie).
Tarif différencié selon la période d’utilisation (heures de pointe / heures creuses, hiver /
été) du réseau. La différenciation du tarif selon la période d’utilisation permet d’une
part de mettre en œuvre la politique énergétique encourageant les clients à déplacer leur
consommation vers des périodes de faible demande et d’autre part à tenir compte de la
dépendance effective au temps des coûts du transport (situations critiques pour la
sécurité du système, taux de pertes d’énergie, …).
2.7 La révision tarifaire
L’activité transport devenant autonome, soit du point de vue comptable, soit aussi du point de
vue juridique, son équilibre financier et sa rentabilité deviennent des objectifs à atteindre. Il y
a donc nécessité à réviser périodiquement le tarif du transport en fonction de l’évolution des
coûts, due essentiellement à l’inflation et aux fluctuations du prix des énergies primaires.
Deux types de révision tarifaire sont à envisager :
Etude tarifaire complète. Cette alternative est à retenir lorsque la structure tarifaire en
vigueur ne reflète plus la situation présente de l’activité, soit en raison de l’ancienneté
des tarifs, soit par suite de développements importants de l’activité.
Révision selon l’approche du Price Cap. Cette approche permet de réviser les tarifs en
tenant compte de l’évolution générale des prix (l’inflation), l’évolution des prix des
ressources énergétiques primaires et des objectifs d’efficacité pouvant être imposés
par le régulateur ou la tutelle selon le cas. L’annexe C présente en détail cette
méthodologie qui est celle retenue présentement par les autorités de régulation des
différents secteurs concernés (notamment le secteur électrique).
La section 1.3 expose les arguments ayant conduit les autorités de régulation à retenir
la régulation par le Price Cap au détriment de l’autre approche et qui est la régulation
par le « Cost Plus » ou ROR (Rate of Return). La régulation par le « Cost Plus »
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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
consiste pour le régulateur à fixer un plafond pour le taux de rendement du capital
engagé. L’opérateur dispose donc d’une grande latitude dans la détermination du prix
avec pour seule obligation de ne pas obtenir une rentabilité supérieure au taux accordé
par le régulateur. De ce fait, dans la régulation par le « Cost Plus », l’opérateur n’a
aucune incitation à réduire les coûts de production. Il est par contre incité à surinvestir
et à choisir des technologies hautement capitalistiques. La réaction des autorités de
régulation a été d’abandonner la régulation par le « Cost Plus » pour adopter la
régulation par le Price Cap qui procure une incitation à une réduction des coûts et
permet aux consommateurs de partager les gains de productivité.
2.8 La mise en œuvre des tarifs harmonisés
Dans le cas d’un système électrique libéralisé avec ATR, les tarifs déterminés par le
gestionnaire du réseau de transport sont soumis pour approbation au régulateur qui se charge
de leur publication. Le processus d’approbation comprend plusieurs phases, notamment :
La revue des informations fournies par le gestionnaire du réseau de transport ;
La consultation des parties concernées par l’établissement des tarifs.
Dans le cas du tarif de transport sans Accès des Tiers au Réseau, le calcul du tarif représente
essentiellement un exercice préparatoire en vue d’une mise en application ultérieure, lorsque
les réformes institutionnelles adéquates auront été mises en vigueur. Il peut cependant être
utilisé dans des circonstances particulières, comme c’est le cas de la mise en place par la
STEG d’un tarif d’Accès de Tiers au Réseau de transport, limité à l’autoconsommation de
producteurs indépendants (voir section 6.9).
La séparation des activités avec désignation de clients éligibles et adoption d’un tarif de
transport s’accompagne de réformes qui modifient le fonctionnement du monopole intégré
traditionnel. Ces réformes incluent en particulier, dans le domaine tarifaire :
La publication et les modalités d’application du tarif du transport
Le processus de facturation et de gestion de la clientèle
L’établissement de nouveaux contrats avec les clients éligibles et les producteurs.
3. Les actions à réaliser par pays
a) Algérie
Au plan institutionnel, la réforme du secteur électrique en Algérie est suffisamment avancée.
Sur le plan de la tarification, les actions restant à réaliser sont :
Détermination d’un tarif d’accès au réseau de transport en conformité avec le décret n°
05-182 du 18 mars 2005. Ce décret institue une méthodologie de calcul du tarif du
transport très proche de celle des pays de l’UE, mais au plan pratique cependant, le
tarif d’utilisation du réseau de transport publié par décision de la CREG du 30 mai
2005 est un tarif de soutirage basé uniquement sur l’énergie (0,66 DA / kWh). La mise
en conformité de ce tarif avec le décret nécessite de définir un tarif binôme (partie fixe
basée sur la puissance et partie proportionnelle basée sur l’énergie) différencié selon le
niveau de tension.
Pour une meilleure harmonisation de la tarification du transport en Algérie par rapport
à la méthodologie de l’UE, le décret n° 05-182 du 18 mars 2005 pourrait rendre
13
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
obligatoire (et non plus seulement optionnel) le calcul de tarifs du transport qui soient
différenciés selon le temps (nuit, jour, pointe, saisons).
Créer les conditions favorables permettant l’émergence d’un véritable marché qui,
pour l’heure, n’existe que dans les textes. En effet, on relève que pour l’Algérie, en
dépit de la libéralisation de la production de l’électricité, la proportion de l’électricité
du secteur privé est relativement négligeable et à ce jour, aucun client algérien n’a
encore fait jouer son éligibilité. En l’absence d’un véritable marché, le tarif d’accès au
réseau de transport de l’électricité demeure à ce jour sans application concrète.
b) Maroc et Tunisie
Au Maroc comme en Tunisie, le coût du transport n’apparaît pas comme tel. Il est plutôt
inclus dans le tarif intégré de l’électricité. Mais dans une perspective d’intégration des
marchés maghrébines, la séparation juridique des activités avec ATR s’avère être nécessaire.
Pour faire apparaître un tarif d’accès au réseau, les actions suivantes sont à réaliser par les
deux compagnies d’électricité (ONE et STEG) :
Parachever la séparation comptable des activités, déjà largement entamée dans les
deux compagnies. Cette étape est primordiale pour l’identification de l’activité de
transport. Relevons cependant que la méthodologie de détermination des coûts sur la
base de la comptabilité analytique rencontre quelques limites, notamment dans
l’affectation des coûts indirects comme les frais de siège, les charges de capital,
gestion de la clientèle, … De plus, la comptabilité analytique pourrait s’avérer
insuffisante pour tenir compte des coûts liés au transport de l’électricité tels que les
coûts des services de système (constitution de réserves, divers mécanismes de réglage,
Responsable d’Equilibre), les coûts de congestion et les coûts des pertes d’énergies.
Une meilleure identification des revenus et des coûts de l’activité transport pourrait
être obtenue par la filialisation de l’activité transport, sans séparation juridique dans
un premier temps et avec séparation juridique dans un deuxième temps.
Dans tous les cas de figure (identification de l’activité par la comptabilité analytique
ou filialisation de l’activité), le coût d’utilisation du transport devra être calculé selon
la méthodologie décrite ci-dessus et devra inclure les coûts propres à toute entreprise
tels que les coûts opérationnels, les charges d’amortissements, les impôts et taxes, …
et les coûts spécifiques à la gestion du réseau public de transport de l’électricité tels
que les coûts des pertes d’énergie, les coûts des services de système (constitution des
réserves et divers mécanismes de réglage), les coûts des congestions, les coût de
gestion des contrats, …
Pour la détermination du revenu requis, il y’a lieu de prévoir le montant du capital
engagé selon l’approche de la Base d’Actifs Régulés –BAR– et une rémunération du
capital selon l’approche du Coût Moyen Pondéré du Capital (voir section 1.5).
Notons que pour la Tunisie, le consultant a été sollicité (février 2009) à propos de la mise en
place par la STEG d’un tarif d’accès au réseau de transport, limité à l’autoconsommation de
producteurs indépendants. Les deux points concernés sont les suivants :
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
L’injection et le soutirage se faisant au niveau de la moyenne tension, faut-il facturer
HT + MT ou seulement MT Une réponse adéquate nécessiterait l’étude des
écoulements de puissance dans quelques cas-types. La nécessité d’une mise en service
rapide de ce tarif milite, selon le consultant, pour la facturation du seul transport MT.
La seconde question a trait au niveau et à la structure du tarif à appliquer dans ce cas
de figure. Le consultant rappelle d’abord que le prix de revient est la somme de deux
termes : coût du réseau (fixe, fonction de la puissance transportée) + coût des pertes
(variable, proportionnel aux pertes en réseaux). En conséquence, et afin de rendre
attractif le tarif de transport que la STEG a l’intention de mettre en place, le consultant
propose que le prix P soit tel que :
Coût des pertes ≤ P ≤ Coût des pertes + Coût fixe
Le prix-plancher en dessous duquel la STEG ne devrait pas descendre est le prix des
pertes en réseau. Toute contribution du client au dessus du prix plancher tend à
rentabiliser le réseau (existant ou futur), mieux qu’il ne l’est actuellement. Cette
contribution peut être comprise entre 0% et 100% du coût fixe, en fonction des
objectifs poursuivis par la STEG et l’Administration tunisienne, et des négociations.
Les trois pays du Maghreb connaissent des situations différentes dans le processus de réforme
du secteur électrique :
En Algérie, d’importantes avancées sont réalisées au niveau du contexte institutionnel
dans le sens de la libéralisation. En particulier, une méthodologie de tarification du
transport existe déjà et se trouve être très proche de celle de l’UE et une séparation des
activités est déjà mise en œuvre. En pratique cependant, la production d’électricité
hors opérateur historique est peu développée et aucun client éligible n’a encore fait
jouer son option d’éligibilité.
Au Maroc, une proportion importante de la production d’électricité provient de
producteurs privés (53% en 2008 –voir présentation Maroc en annexe I). De plus, le
régime de la concession existe dans la distribution de l’électricité en faveur de
délégataires privées ou de régies communales pour environ 45% de l’électricité
consommée à l’échelle nationale. Relevons également que depuis l’année 1999,
l’ONE est devenu opérateur sur le marché Spot d’Espagne. Le réseau de transport
demeure encore un monopole intégré à l’opérateur historique -ONE- auquel sont liés
les producteurs privés par la formule de l’acheteur unique. Il n’existe de ce fait pas de
tarif de transport.
En Tunisie, les producteurs privés contribuent pour une part importante à la
production de l’électricité. Les réseaux de transport et de distribution demeurent
entièrement au sein de l’opérateur historique -STEG- auquel les opérateurs privés sont
liés par la formule de l’acheteur unique. Un tarif d’accès au réseau de transport MT-
MT est actuellement à l’étude à la STEG limité à l’autoconsommation des producteurs
indépendants.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
RAPPORT D’ETUDE DE L’ACTION 05 :
« HARMONISATION DES METHODOLOGIES DE TARIFICATION »
INTRODUCTION
1. Le présent rapport constitue le Rapport d’Etude relatif à l’Action 05 du projet intitulé
« Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie
dans le marché intérieur de l'électricité de l'Union Européenne ».
Cette Action 05 a pour objet l’« Harmonisation des méthodologies de tarification » entre
Maghreb et Union Européenne, partie d’un ensemble de seize actions inscrites dans ce projet,
dont les intitulés sont les suivants :
• Action 01-02 : Formation
• Action 03 : Réorganisation du secteur électrique et perspective de structure d’un
marché de l’électricité au Maroc.
• Action 05 : Harmonisation des méthodologies de fixation des tarifs
• Action 06 : Méthode de calcul des tarifs de transit
• Action 07 : Plan stratégique pour le développement des marchés de l’électricité
• Action 08 : Etude sur les liens avec d’autres projets pertinents dans les pays
bénéficiaires
• Action 09 : Grid codes et cahiers des charges
• Action 10 : Audit des méthodologies de prévision de la demande
• Action 11 : Assistance juridique
• Action 12 : Etude des dispositions législatives et réglementaires dans les pays
bénéficiaires et dans les états membres de l’UE pour développer les échanges
d’électricité.
• Action 13 : Etablissement d’une liste de projets d’infrastructure
• Action 14 : Bénéfices économiques d’un renforcement de la coopération / des
échanges maghrébins
• Action 15 : Etudes complémentaires
• Action 16 : Organisation de réunions des instances créées par le protocole
2. L’Action 05 est définie par les termes de référence que l’on trouvera en annexe A au
présent rapport.
a) L’objectif énoncé par les termes de référence est le suivant : « S’assurer que, dans la
perspective d’une intégration des marchés maghrébins, les procédures d’accès au
marché sont suffisamment harmonisées afin de ne pas créer de difficultés inutiles dans
les relations des fournisseurs avec les gestionnaires des réseaux ».
Pour remplir cet objectif, il conviendrait « d’établir une méthodologie commune pour
le calcul des tarifs relatifs aux réseaux d’électricité au Maghreb, dans un contexte de
libéralisation progressive du marché ».
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
b) Si le titre de l’Action 05 parle de « méthodologie de tarification » sans préciser de
quel type de tarif il s’agit, l’objectif des termes de référence est clairement de faciliter
les échanges d’électricité entre pays, comme le suggère le terme « intégration
progressive des marchés ». C’est donc avant tout la tarification du transport de
l’électricité qui est visée, l’harmonisation des méthodologies tarifaires se référant à la
tarification du transport, accessoirement de la distribution. En d’autres termes, ce qui
est en jeu c’est le libre accès aux réseaux pour la création progressive d’un marché
électrique, d’abord à l’intérieur de chaque pays ensuite entre les pays, une
méthodologie tarifaire harmonisée représentant un élément majeur pour atteindre cet
objectif.
Il convient en outre d’observer que cette harmonisation des méthodologies tarifaires entre
chacun des trois pays du Maghreb et l’Union Européenne telle que prévue dans l’Action 05
s’accompagne d’un autre volet, spécifiquement consacré aux échanges d’électricité entre
réseaux électriques, traité dans l’Action 06 : Méthode de calcul des tarifs de transit.
3. Les tâches à entreprendre, définies par les termes de référence comprenaient les principales
étapes suivantes :
Première étape : Constitution d’un groupe de travail dans chacun des pays, dont le
fonctionnement s’articule autour de la tarification du pays comparée à celle de l’Union
Européenne.
Deuxième étape : Réunion à Alger des trois groupes nationaux pour former un groupe
de travail transversal permettant de confronter les expériences nationales afin d’en
tirer une synthèse et des conclusions opératoires vis-à-vis d’une intégration des pays
du Maghreb dans le marché électrique de l’Union Européenne.
On trouvera dans l’Annexe B ci-jointe un résumé des principaux travaux réalisés dans le
cadre des trois groupes de travail.
4. Ce Rapport d’expertise est articulé en sept chapitres.
Le premier chapitre présente les principaux concepts nécessaires à la compréhension
de la question de la tarification. Après une discussion des arguments avancés pour
motiver la séparation des activités du secteur de l’électricité, ce chapitre en expose les
implications en matière de méthodologie de tarification d’une activité monopoliste
régulée.
Le deuxième chapitre est consacré à la méthodologie tarifaire de l’Union Européenne,
caractérisée par une séparation de l’activité du transport et de la distribution, le libre
accès aux réseaux et une double méthodologie tarifaire, l’une pour les clients captifs
du système intégré, l’autre pour les clients du système libéralisé ayant fait jouer leur
éligibilité.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Le cas de l’Algérie, assez proche de celui de l’Union Européenne, est traité au
troisième chapitre.
Les cas du Maroc et de la Tunisie, caractérisés par un système électrique intégré et une
méthodologie tarifaire agrégeant production, transport, distribution et
commercialisation, font l’objet du quatrième chapitre.
La comparaison résumée des diverses situations et l’objectif d’harmonisation des tarifs
sont traités au cinquième chapitre de l’étude.
Le sixième chapitre est une synthèse sous forme d’une « revue des concepts » pour
une méthodologie harmonisée de tarification du transport de l’électricité.
Le septième chapitre formule un certain nombre de recommandations, générales et par
pays, après avoir schématisé les situations comparées des trois pays et se termine par
des propositions de « feuille de route ».
Déroulement de l’expertise :
La présente action a donné lieu à une réunion du groupe de travail transversal tenue le 23
mars 2009 à Alger. Les commentaires des participants ont été pris en compte dans une version
du rapport, intitulée « Rapport Pré-Final ». Les contributions faites à cette occasion par les
représentants des trois pays sont incluses dans le présent rapport dans les annexes G, H et I. Il
en est résulté une nouvelle version du rapport, présentée et discutée lors d’une séance de
travail intitulée « Atelier de Restitution et de Validation » tenue le 11 mai 2009 à Rabat.
Lors de cette ultime séance de concertation avec les représentants des bénéficiaires, diverses
remarques ont été formulées dont la prise en compte a donné lieu au présent « rapport final »
de l’expertise.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
I- LA REFORME DU SECTEUR ELECTRIQUE : OBJECTIFS ET
CONSEQUENCES SUR LA METHODOLOGIE TARIFAIRE
1.1 La séparation des activités
Traditionnellement, la production, le transport, la distribution et la commercialisation de
l’électricité étaient organisés au sein d’une seule et même entreprise. Cette situation est
qualifiée d’intégration verticale et est le résultat des caractéristiques de ce secteur lors de son
apparition. Rappelons que les premières centrales électriques étaient localisées en milieu
urbain (d’où leur nom) et la distribution de l’électricité était naturellement intégrée à la
production. La fonction transport est apparue par la suite avec celle de centrales électriques de
plus grande taille localisées dans des sites appropriés éloignés des consommateurs finals.
L’appartenance de ces fonctions (production, transport et distribution) à la même firme a été
considérée pendant longtemps comme étant naturellement justifiée.
La question de la séparation des activités est apparue à la suite de la vague de privatisation qui
a touché une grande variété de secteurs, en particulier en Grande Bretagne où la privatisation
a porté sur les secteurs de services publics comme British Gas, British Telecom et CEGB
(Central Electricity Generating Board) durant les années 1990 et suivie par la suite par les
autres pays européens.
La privatisation des secteurs gérés par des services publics a fait ressortir la nécessité de
distinguer deux types d’activités :
Les activités pouvant fonctionner sous la forme d’un marché concurrentiel, comme
c’est le cas de la production et de la commercialisation de l’électricité ;
Les activités constituant des monopoles naturels comme c’est le cas du transport et
de la distribution de l’électricité.
L’objectif central de ces réformes est d’identifier les activités susceptibles d’être organisées
sous la forme d’un marché concurrentiel. L’idée de base qui sous-tend cet objectif est que la
compétition entre les entreprises est source d’efficacité sociale à travers la réduction des coûts
et l’amélioration de la qualité qui s’ensuivent. La production et la commercialisation sont
précisément des activités pouvant être organisées sous la forme de marché concurrentiel. Sous
le régime de la compagnie d’électricité intégrée, ces deux activités font partie du monopole
public. Or, on montre en économie qu’en général, le monopole ne constitue pas une forme
d’organisation suffisamment incitative en matière de réduction de coût, d’augmentation des
quantités produites et d’amélioration de la qualité.
L’ouverture à la concurrence des firmes intégrées de l’électricité ne pouvait porter sur les
activités constituant un monopole naturel. Rappelons qu’on a une situation de monopole
naturel lorsque les coûts de production et les quantités à produire sont tels qu’il est moins
coûteux de produire avec une seule firme qu’avec plusieurs firmes. Dans ce cas, il est optimal,
du point de vue des coûts, d’avoir une seule firme dans le secteur. Les industries de réseau
sont typiquement des situations de monopole naturel.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
1.2 Les principes de base de la tarification
Avant d’aborder les méthodes proprement dites de détermination des tarifs d’accès au réseau
de transport de l’électricité, il est utile d’en rappeler les principes de base.
­ L’utilisateur paye le coût du bien ou service consommé. Ce principe peut être
tempéré si le décideur public, pour diverses raisons, veut faire payer moins
certaines catégories sociales.
­ L’efficience énergétique. Le tarif doit refléter les contraintes économiques et
techniques du service rendu. En particulier, le tarif doit rendre compte de la rareté
relative du produit et des coûts de production. A titre d’exemple, la fixation d’un
tarif relativement bas peut impliquer une surconsommation du bien ou service
concerné. Cette surconsommation est encore plus néfaste si la ressource utilisée est
une ressource non renouvelable.
­ Le producteur du bien ou service doit obtenir son équilibre financier, qui est une
condition essentielle à la continuité d’exploitation. Cet équilibre financier doit être
obtenu tant dans le court terme que dans le long terme. L’équilibre financier à long
terme intègre les dépenses d’investissement.
1.3 Méthodologie tarifaire générale
1.3.1. Formule générale du tarif
Le tarif est destiné à permettre à l’opérateur économique :
De récupérer les coûts projetés, et
D’obtenir une rentabilité d’un niveau prédéterminé.
Sa formulation générale est donc la suivante :
Tarif
Coût Marge
La formulation générale de la marge est la suivante :
1.3.2. Les coûts
Marge Capitalengagé Coût Moyen Pondéré du Capital
Les coûts projetés sont la somme de tous les coûts liés à l’activité de transport de l’électricité
et se composent :
Des coûts propres à toute entreprise
o Coûts opérationnels (matières, personnel, services, …)
o Charges d’amortissement (une harmonisation des taux d’amortissement est
souhaitable entre les trois pays)
o Impôts et taxes (y compris l’impôt sur le bénéfice)
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Des coûts spécifiques à la gestion du réseau public de transport de l’électricité
o Coûts des pertes d’énergie
o Coûts des services de système (constitution des réserves et divers mécanismes
de réglage)
o Coûts des congestions
o Coût de gestion des contrats
La détermination des coûts futurs nécessite la préparation d’un Business Plan qui doit être
établi en fonction d’objectifs quantitatifs et qualitatifs (stratégie de l’entreprise) et de
contraintes financières telles que l’équilibre financier et l’indépendance financière (voir ciaprès
l’annexe D).
1.3.3. La marge
La marge est déterminée selon la formule suivante :
Marge = Base d’Actifs Régulée x Coût Moyen Pondéré du Capital
Cette méthodologie est détaillée en annexe E.
1.4 La régulation par le Price Cap
La méthodologie du Price Cap vise l’actualisation périodique des tarifs, par exemple chaque
année ou toutes les deux années, sans devoir mener une étude tarifaire approfondie, cette
dernière devant être cependant effectuée lorsque, par exemple à la suite d’investissements
importants, la structure des tarifs connait des changements importants.
L’annexe C donne une description de la régulation par le Price Cap ainsi qu’une comparaison
avec l’autre méthode de régulation, à savoir « Cost Plus » ou ROR (Rate of Return).
21
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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II Ŕ LA METHODOLOGIE TARIFAIRE DANS L’UNION EUROPEENNE
Introduction
Rappelons qu’il s’agit de la méthodologie tarifaire du transport de l’électricité, telle qu’elle a
évolué dans l’Union Européenne au cours des 20 dernières années. En effet, une
méthodologie en cours d’harmonisation se met peu à peu en place dans l’UE, en conformité
avec la Directive 2003/54/CE du 26 juin 2003, concernant des règles communes pour le
marché intérieur de l’électricité.
Cette méthodologie commune est appelée à remplacer les situations diverses héritées du
passé, caractérisées en général par une intégration des activités de production, transport,
distribution et commercialisation de l’électricité exercée au sein d’une entreprise publique
jouissant d’un monopole sur ces activités.
L’intégration des activités est encore la situation existant dans deux des trois pays du
Maghreb objets de la présente étude, le Maroc et la Tunisie. Etant donné que cette situation
influe directement sur la méthode de tarification du transport, il est nécessaire de décrire cette
tarification dans le cas d’un système électrique intégré, avant de passer au cas du système
européen actuel en cours de mise en place.
On expose ci-après ce qui constitue les « best practices » des pays de l’Union Européenne,
valables aussi bien dans l’approche des tarifs intégrés que dans l’approche des tarifs séparés.
Les différences dans les approches concernent par exemple le fait que le coût du transport
dans les tarifs intégrés devient le tarif du transport dans les tarifs séparés. Mais ces différences
dans les méthodes n’ont pas d’implication majeure dans le calcul du tarif lui-même.
2.1 Ŕ Le coût du transport dans un système électrique intégré
Les activités de production, transport, distribution et commercialisation de
l’électricité des opérateurs historiques sont techniquement bien identifiées, et
relativement séparées. Elles ne sont vraiment intégrées qu’aux points de vue
juridique, économique (gestion, développement, etc..) et financier ; les activités de
distribution et commercialisation étant souvent confondues sous le vocable unique
de distribution dans le cas de l’entreprise intégrée.
a. En ce qui concerne l’aspect technique et la planification, une large
séparation des métiers a toujours eu lieu entre la production, le transport et
la distribution.
b. Au point de vue financier, une certaine séparation des activités a souvent
été tentée, pour essayer de connaître le prix de revient et les résultats de
chacun des métiers. La comptabilité analytique a été mise en œuvre dans ce
but, avec toutefois un succès mitigé. Car si les coûts directs peuvent être
séparés dans une certaine mesure, il n’en va pas de même des coûts
communs à plusieurs activités (ex. frais de siège), ou très difficilement
séparables (ex. service de la dette, impôts). Par ailleurs les activités n’ont
pas de recettes individualisées car les tarifs regroupent l’ensemble des
22
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
activités, tant qu’une séparation juridique complète n’est pas réalisée. C’est
le premier point qui est exposé ci-dessous, relatif à la façon dont les tarifs
basés sur les coûts de chaque activité sont appliqués à la clientèle. On
présentera ensuite la méthode de calcul du tarif et sa formulation.
c. La détermination du coût du transport et de la distribution de l’électricité
fait partie du processus global de planification de l’entreprise électrique
intégrée. Dans ce processus, connu sous le nom de « boucle de
planification », chaque élément réagit sur tous les autres, et en particulier
une modification du tarif a un impact sur la demande d’électricité, ellemême
à l’origine de tout le système de planification.
Cette boucle de planification comprend les quatre étapes ci-dessous :
Demande d’électricité
Plan d’expansion du
système électrique (offre)
1 2
Equilibre financier et
tarifs de vente
Coûts économiques du
système
4 3
Divers aspects de la théorie économique sont mis à contribution dans ce
processus :
L’économétrie et les facteurs explicatifs pour la prévision de la
demande. Tout le processus est basé sur la demande future à satisfaire.
Ses principaux déterminants sont la population et la richesse nationale.
Les théories de l’actualisation et de l’optimisation sous contraintes pour
les plans de développement des moyens de production et des réseaux.
La théorie microéconomique et marginaliste pour la détermination des
coûts et des tarifs.
La théorie de l’équilibre entre l’offre et la demande pour l’ensemble de
la boucle de planification.
2.1.1. La clientèle et les tarifs dans une compagnie intégrée
Pour chaque activité est déterminé le coût de l’activité, lequel est ensuite
transcrit dans une formule tarifaire globale appliquée à la clientèle
concernée.
23
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Dans le tableau ci-après sont répertoriés quatre types de coûts, sortes de
briques élémentaires intervenant dans l’élaboration de la formule tarifaire.
L’organisation du système de tarification est la suivante :
Activité
Coût unitaire de
l’activité
Clientèle
Tarif
appliqué
Production Coût de production P (En général, pas de tarif ni de
clientèle directe bornescentrales)
Transport haute tension HT Coût de transport T Clients HT P+T
Distribution moyenne tension MT Coût de distribution Dm Clients MT P+T+Dm
Distribution basse tension BT Coût de distribution Db Clients BT P+T+Dm+Db
Il convient de rappeler les points suivants :
a. Les pertes techniques interviennent pour augmenter, à chaque niveau
de tension, le coût de l’activité vue d’un niveau d’activité situé en
amont.
Ainsi, au coût de production P est associé un montant à facturer égal à
ce coût unitaire P multiplié par le nombre de kWh produits N
1
ce qui
donne un montant P N1
égal au coût total de production. Au niveau du
transport, les N
2
kWh sortis réseaux HT sont moindres à cause des
P N1
pertes en transport. Le coût de production devient alors P
. Il
N2
en va de même pour les autres coûts unitaires T et Dm.
b. Dans un système intégré, le terme de client ne s’applique qu’à la
clientèle finale, extérieure à la compagnie d’électricité.
Les clients intermédiaires, qui revendent eux-mêmes à leur clientèle
finale font partie de la compagnie et ne sont donc pas considérés
comme des clients. C’est par exemple le cas de la distribution, par
rapport au transport, même si un tarif interne de transaction est parfois
utilisé entre transport et distribution.
2.1.2. Méthode de calcul des tarifs
Dans une compagnie intégrée, le prix de revient moyen des activités
agrégées entre elles est fourni par la comptabilité, résultat des charges
d’exploitation divisées par le nombre de kWh vendus. En revanche et
comme rappelé ci-dessus, le coût de chaque activité reste largement
inconnu, qu’il s’agisse du coût passé ou présent. Mais des tarifs basés
précisément sur les coûts futurs des activités sont déterminés et appliqués à
24
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
la clientèle. Par quel procédé Par une approche économique combinée à
une approche financière :
Une approche dite « économique », permettant d’estimer le coût
marginal futur de chaque activité séparément : cette approche est
utilisée pour déterminer la structure du tarif et le montant de recettes
futures correspondant qui sera obtenu de chaque catégorie de clientèle.
Une approche dite ‘’financière’’, permettant de définir le montant
global de recettes futures qui sera nécessaire pour l’équilibre financier
de la compagnie. Sur la base de ce montant global les recettes au coût
marginal attendues de chaque catégorie de clientèle sont ajustées afin
d’obtenir le montant global nécessaire pour la tarification de chaque
activité
Dans les deux cas, il s’agit bien d’une projection des coûts et recettes de la
compagnie, car une étude tarifaire entreprise l’année n est rarement mise en
service avant l’année n+1
a. Approche économique
Considérations générales
S’agissant du prix de revient du kWh produit dans une compagnie
intégrée, il est important de savoir qu’en règle générale la structure des
coûts est la suivante :
Production P : représente environ 60 à 70 % du prix global
Transport T : représente environ 10 à 15 % du prix global
Distribution D : représente environ 20 à 30 % du prix global
P+T+D : représentent 100 % du prix global de l’ensemble des
activités.
Bien entendu, cette structure dépend du type de parc de production
(dominante hydraulique, ou nucléaire, ou thermique classique) et du
prix du pétrole, les autres combustibles fossiles étant plus ou moins
corrélés à ce dernier. Mais il reste que sauf manipulation des prix, la
part prépondérante du prix de revient est constituée par la production, la
part la plus faible par le transport.
En conséquence, on ne s’étonnera pas que les tarifs de production
requièrent le maximum de soins pour leur calcul, tandis que des
méthodologies simplifiées sont jugées suffisantes pour le transport et la
distribution. Par ailleurs on a vu que tous les tarifs appliqués à la
clientèle d’une compagnie intégrée incluent toujours une composante
production. D’où la nécessité, même dans la présente étude consacrée à
la tarification du transport, de dire d’abord un mot de la tarification de
la production. De plus, même dans le cas d’une séparation des activités,
le coût du transport inclut une composante production qui représente les
pertes en réseau que l’opérateur doit compenser en achetant l’énergie
correspondante à un producteur.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Dans tous les cas, c’est un coût particulier qui est déterminé par
l’approche économique : le coût marginal de chaque activité, défini
comme le coût d’une unité supplémentaire (kW ou kWh) fournie. Ce
coût, à court terme ou à long terme, présente la particularité de ne pas
requérir de données (en particulier financières ou comptables) relatives
à la situation passée ou présente de l’activité, mais uniquement des
données techniques et économiques futures. Ainsi se trouve levée de
façon élégante la difficulté liée à la non séparation financière et
comptable des activités de la compagnie intégrée.
Le coût marginal de production
De façon simplifiée, ce coût marginal – en fait 8760 valeurs différentes
de ce coût tout au long d’une année – résulte d’une optimisation du
système futur (y compris les nouvelles centrales nécessaires) face à la
demande pour minimiser les dépenses de production. A parc fixé ces
dépenses incluent uniquement le combustible et la défaillance.
Sous certaines conditions d’investissement futur (parc adapté), on a
l’égalité entre coût à court terme pour une année future et coût à long
terme, ce qui permet d’écrire :
Coût de combustible + coût de défaillance = coût d’anticipation
Les coûts de combustible et de défaillance sont des espérances
mathématiques. Le coût d’anticipation représente l’annuité d’une
nouvelle unité de production. Les critères de planification sont le taux
d’actualisation et le coût, pour la collectivité, du kWh demandé mais
non fourni, encore appelé coût de la défaillance. Les calculs sont faits à
monnaie constante. L’inflation est prise en compte dans l’approche
financière.
Des modèles de simulation de la gestion du parc de production
permettent d’optimiser cette gestion, et d’identifier les coûts marginaux
au cours de l’année, de la saison, du mois ou de la journée. A l’opposé,
le coût marginal à long terme, ou coût de développement, fournit
seulement une valeur moyenne de ces coûts.
Pour la prise en compte des objectifs financiers (voir ci-après), le coût
marginal est adopté comme tarif de la production au titre de la première
itération, c’est-à-dire que : tarif = coût marginal.
Cette approche reste parfaitement valable dans un système libéralisé,
dans lequel par exemple l’opérateur historique est largement
prépondérant (situation de quasi monopole), même si d’autres acteurs
interviennent du côté de l’offre de production.
Le résultat de la simulation est un ensemble de coûts, en général
regroupés dans la journée par postes horaires en heures de pointe,
heures pleines et heures creuses. Si les saisons sont marquées, à cause
d’une demande nettement plus forte à une certaine période de l’année
(par exemple : en hiver) ou à cause d’une offre plus abondante (par
exemple : saison des pluies dans un système à dominante hydraulique),
des tarifs saisonniers incitent les consommateurs (surtout HT et MT) à
26
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
restreindre leur consommation lorsque la production est relativement
plus coûteuse.
Les coûts de production sont en général exprimés en €/kWh (coût
d’énergie), même dans le cas où la structure des coûts est davantage liée
à la puissance installée du système de production. C’est le cas par
exemple d’un système où l’hydraulique est prépondérante. Dans ce cas
les coûts proportionnels, ou coûts de l’énergie produite, sont
négligeables, puisque c’est la puissance installée (€/kW) qui représente
le poste essentiel de dépenses. Cependant la plupart des clients
préfèrent une facture où la part fixe (€/kW) reste modeste. Il en résulte
que le plus souvent structure du coût et structure de tarif sont assez
éloignées.
Les coûts marginaux de transport et de distribution
Notons de suite qu’à quelques détails près la méthodologie tarifaire est
la même pour la distribution et le transport, ce qui permet de ne parler
que du second.
Les principes présentés ci-dessus pour la production restent valables
pour le transport, avec égalité du coût à court terme (pertes en transport
+ défaillance) et du coût à long terme (coût d’anticipation d’un
investissement nouveau). Des modèles spécialisés peuvent être utilisés
à cet effet pour déterminer les coûts à court terme, mais les
indivisibilités caractéristiques de l’activité transport rendent le calcul
délicat. Ces indivisibilités (règle du n-1, ou règle du n-2) font que le
réseau de transport est rarement parfaitement adapté à la demande,
contrairement à la production où la capacité d’une centrale nouvelle
reste faible par rapport à la pointe du réseau.
Cependant, le coût marginal à long terme est lui-même délicat à définir
en raison précisément de ces indivisibilités qui empêchent d’ajuster
continûment la capacité des divers éléments de réseau à l’évolution de
la demande. Si une fourniture marginale est demandée dans une zone où
le réseau est temporairement surdimensionné, le coût de la fourniture
sera limité aux pertes supplémentaires qu’elle occasionne. A l’inverse,
si cette demande apparaît sur un réseau déjà saturé, il faudra développer
de nouvelles capacités et le coût par kW appelé sera alors très important
par suite des indivisibilités qui obligeront à surdimensionner ce réseau.
Il est donc clair que le coût marginal à long terme d’une fourniture au
niveau de réseaux de transport et de distribution est un concept
statistique, défini comme la valeur moyenne du coût lié à cette
fourniture marginale pour un niveau donné de qualité de service.
Dans ces conditions, diverses approches sont utilisées par les
compagnies d’électricité. On expose ci-après la méthode traditionnelle
utilisée par Électricité de France (EDF), qui est encore peu ou prou
celle en vigueur au Maroc et en Tunisie et en Algérie pour les tarifs
intégrés : il s’agit de la méthode du coût moyen incrémental par kW
supplémentaire appelé à la pointe.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Ce coût est obtenu par la formule suivante :
t
Dt
1
a
t
Coût moyen incrémental =
t
P 1
a
t
t
Avec les symboles suivants :
D
t
: annuité d’investissement, coûts d’exploitation et d’entretien
pendant l’année t,
P
t
: accroissement annuel de la puissance de pointe pendant l’année t,
a : taux d’actualisation
Les données nécessaires à ce calcul sont fournies par la planification du
développement des réseaux, en accord avec l’accroissement de la
demande et des capacités de production.
Ce plan de développement fournit les informations suivantes, sur une
période prévisionnelle de cinq à dix ans :
En ce qui concerne la demande : puissances de pointe annuelles à
chaque niveau de tension.
En ce qui concerne les réseaux : caractéristiques techniques des
ouvrages (lignes et postes), d’où résultent les montants investis
annuellement, et les charges correspondantes pour l’entretien et
l’exploitation des nouveaux ouvrages, pour chaque niveau de
tension.
Les hypothèses suivantes sont nécessaires pour ce calcul :
Qualité de service visée, transcrite en coût de défaillance si un
modèle de planification est utilisé. Ce paramètre et le taux
d’actualisation constituent les critères de base de l’exercice de
planification.
Taux de pertes techniques en haute, moyenne et basse tension, et
l’évolution de ces taux en fonction des renforcements planifiés.
Les coûts annuels d’exploitation et d’entretien en HT, MT et BT, en
général exprimés sous la forme d’une fraction des montants
immobilisés.
On obtient alors un coût en €/kW pour chaque niveau de tension, coût
que l’on peut aussi exprimer en €/kWh à l’aide de la durée d’utilisation
de la puissance de pointe à chaque niveau, division de l’énergie appelée
par la puissance de pointe annuelle.
b. Approche financière
L’approche économique qui vient d’être décrite permet de connaître la
structure de coûts, mais ne garantit pas que ces coûts, transcrits en
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
tarifs, permettent d’atteindre l’équilibre financier, et ceci pour nombre
de raisons :
Seuls sont pris en compte les coûts facilement séparables. Ceux qui
le sont moins (ex. : frais de siège, comme dit ci-dessus) ne sont pas
intégrés dans le calcul des coûts.
Les coûts marginaux sont des coûts futurs, dans une industrie où les
gains de productivité et les économies d’échelle font que ces coûts
futurs sont généralement plus faibles que les coûts à court terme
qu’il s’agit de couvrir. Les coûts futurs peuvent cependant être plus
élevés lorsque le plan de développement prévoit l’électrification de
zones reculées nécessitant des travaux coûteux.
Des objectifs financiers de rentabilité peuvent être assignés à la
compagnie d’électricité par les pouvoirs publics, amenant à publier
des tarifs plus élevés que les stricts coûts marginaux.
Les coûts marginaux n’intègrent pas les coûts de développement
passés non encore récupérés par la facturation.
Ces diverses raisons font qu’en général les tarifs basés sur les coûts
marginaux ne permettent pas d’obtenir l’équilibre financier souhaité à
court terme. Un ajustement financier est alors nécessaire, effectué sur
l’ensemble des coûts marginaux. L’expérience montre que cet
ajustement est en général inférieur à 10%, sauf dans un contexte de
hausse brutale du prix des combustibles.
Cet ajustement financier comprend les opérations suivantes :
Préparation d’une projection financière à moyen terme de
l’ensemble des activités de la compagnie, permettant de déterminer
le niveau des recettes requis R pour une année future de référence.
Cet exercice prend souvent le nom de ‘’business plan’’.
Pour chaque type de clientèle consommant durant cette année
future l’énergie N , calcul des recettes espérées pour une tarification
au coût marginal
un montant total
i
C , soit un montant
i
i
N C
R
i
i
N C pour cette clientèle, et
Détermination de l’ajustement financier nécessaire R R , et
application de cet ajustement sur chacun des coûts marginaux, qui
C
iR
deviennent alors les tarifs : Ci
.
R
c. Formulation tarifaire
Reprenant les coûts des activités après ajustement financier (section
2.1.1 ci-dessus), on aboutit à une structure tarifaire alignée sur la
structure des coûts et permettant d’atteindre les objectifs financiers de
la compagnie.
i
i
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Clientèle HT
En général, le coût de production P est exprimé en coût
proportionnel (par kWh consommé), et le coût du transport T en
coût fixe (par kW de puissance souscrite). D’où le tarif de la
clientèle transport :
- Prime fixe = T par kW souscrit
- Prix proportionnel = P par kWh consommé, décliné en postes
horaires, saisons, etc. … et tenant compte des pertes en transport.
Si plusieurs niveaux haute tension coexistent, le prix P reste
identique aux deux niveaux (ex. : 400 et 225 kV), aux pertes près.
Donc le prix d’énergie P’ du niveau 225 kV est un peu plus élevé
que le prix d’énergie du niveau 400 kV (P’>P). Le prix T est égal à
la prime fixe T 1 pour le 400 kV et à la somme T 1 et T 2 du 400 et du
225 kV pour le niveau 225 kV, T 1 étant en outre augmenté des
pertes du 225 kV et devenant T’ 1 >T 1 .
D’où les deux formules tarifaires :
- pour le 400 kV : prime fixe : T 1
prix proportionnel P
- pour le 225 kV : prime fixe : T’ 1 + T 2
prix proportionnel P’
Clientèle MT et BT
Le même processus est repris pour la distribution. Toutes les
dépenses amont (production et transport) sont affectées au prix
d’énergie, tandis que la prime fixe représente le coût de
développement du réseau de distribution.
Cette approche, quasi universelle dans les compagnies d’électricité,
permet de limiter le poids de la prime fixe, en faisant porter presque
toute la facture sur le prix d’énergie, ce qui est plus acceptable pour
les abonnés basse tension, qui représentent en nombre (mais pas
forcément en consommation) la quasi-totalité de la clientèle.
2.2 Ŕ La clientèle et les tarifs dans le système libéralisé de l’Union Européenne
2.2.1 Les principes de l’ouverture du marché de l’électricité
a. Les textes européens
La Directive de l’UE 2003/54/CE du 26 juin 2003 concernant les règles
communes pour le marché intérieur de l’électricité est venue compléter
(en l’abrogeant du même coup) la Directive antérieure de 1996. Dans
ces deux Directives, le Parlement Européen et le Conseil soulignent les
bénéfices liés à la création d’un marché européen de l’électricité :
« Des avantages considérables peuvent découler du marché intérieur de
l’électricité, en termes de gain d’efficacité, de baisses de prix,
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
d’amélioration de la qualité du service et d’accroissement de la
compétitivité. »
L’objectif de la deuxième Directive consiste à parachever les réformes
initiées par la première : « Il reste possible d’améliorer le
fonctionnement de ce marché ; des dispositions concrètes sont
notamment nécessaires pour garantir des conditions de concurrence
équitables au niveau de la production et réduire le risque de domination
du marché et de comportement prédateur, en garantissant des tarifs de
transport et de distribution non discriminatoires par l’accès au réseau
sur la base de tarifs publiés avant leur entrée en vigueur, et en
garantissant la protection des droits des petits consommateurs
vulnérables (…) ».
Le texte ci-dessus, qui fait partie du préambule de la Directive, est
complété dans ce même préambule par un rappel sur le rôle des
réseaux : « Afin d’achever le marché intérieur de l’électricité, l’accès
non discriminatoire au réseau du gestionnaire de réseau de transport ou
de distribution revêt une importance primordiale » (…).
b. Les conditions de réalisation d’un marché de l’électricité
Au sens de la définition d’un marché concurrentiel, diverses conditions
doivent être réunies :
Multiplicité des acteurs intervenant sur le marché, que ce soit du
côté de l’offre (producteurs) ou de la demande (consommateurs).
Aucun des acteurs ne doit avoir une taille suffisante pour influer à
lui seul sur le marché. C’est ce que précise le texte de la Directive
citée ci-dessus en parlant de « domination du marché et de
comportement prédateur ». Une domination qui serait en fait celle
d’un acteur ayant un poids trop important sur l’offre (situation de
monopole), ou sur la demande (situation de monopsone).
Formation d’un prix, fixé par le marché lui-même, et non par une
autorité extérieure au marché, tutelle ou régulateur, et encore moins
par un acteur particulier du marché.
La confrontation entre l’offre et la demande ne peut toutefois avoir
lieu qu’à travers le réseau, monopole naturel qui doit être alors
étroitement contrôlé par une autorité extérieure (voir schéma cidessous).
31
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Principes de formation du marché de l’électricité, par le rapprochement de l’offre et
de la demande à travers les réseaux
OFFRE
Concurrentielle
Réseau : point de passage
obligé entre offre et demande
DEMANDE
Producteurs
Fournisseurs et
traders
MONOPOLE
naturel des
réseaux de
transport et de
distribution
Clients haute
tension
Clients
moyenne
tension et
basse tension
Formation du marché de l’électricité
Il faut donc que ce monopole, qui constitue une sorte de point de
passage obligé entre les acteurs intervenant sur le marché, soit
rendu aussi accessible que possible. C’est l’objectif poursuivi sous
le nom ‘’d’accès de tiers au réseau’’, ou ATR, qui est l’un des
points essentiels pour la réalisation d’un marché véritablement
concurrentiel. Si le réseau reste un monopole, c’est son accès et son
utilisation qui sont libéralisés et ouverts à la concurrence.
En définitive, les conditions nécessaires à la formation d’un marché
électrique libéralisé sont les suivantes :
Exploitation des réseaux de transport et de distribution par des
entités distinctes sur le plan juridique : c’est ce qui entraîne la
séparation des activités entre production, transport, distribution et
commercialisation.
Accès non discriminatoire au réseau du gestionnaire de réseau de
transport ou distribution
Les consommateurs pouvant choisir librement leur fournisseur
d’électricité (lui même producteur ou revendeur) sont appelés
clients éligibles, par opposition aux clients captifs qui restent dans
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
le système intégré. Depuis le premier juillet 2007, tous les clients
du marché de l’Union Européenne sont éligibles.
L’article 20 de la Directive précise que : « Les Etats Membres
veillent à ce que soit mis en place, pour tous les clients éligibles, un
système d’accès de tiers aux réseaux de transport et de distribution.
Ce système, fondé sur des tarifs publiés, doit être appliqué
objectivement et sans discrimination entre les utilisateurs du réseau.
Les Etats Membres veillent à ce que ces tarifs ou les méthodes de
calcul de ceux-ci, soient approuvés avant leur entrée en vigueur
conformément à l’article 2.3 ».
L’article 2.3 dispose alors que « les Etats Membres désignent un ou
plusieurs organes compétents chargés d’exercer les fonctions
d’autorités de régulation. Ces autorités sont totalement
indépendantes du secteur de l’électricité. Elles sont au minimum
chargées, par l’application du présent article, d’assurer la non
discrimination, une concurrence effective et le fonctionnement
efficace du marché ».
c) En résumé, les textes de l’UE mettent l’accent, pour ce qui
concerne particulièrement la présente étude, sur la tarification du
transport et de la distribution de l’électricité, activités qui font
l’objet d’une séparation juridique et comptable des autres activités
du secteur, production et commercialisation.
d) Les limites de l’ouverture du marché
En Europe l’ouverture du marché reste limitée puisque coexistent
encore dans le secteur de l’électricité une sphère d’activités
libéralisées à côté d’un autre domaine, celui des opérateurs
historiques au sein duquel les relations sont régulées comme par le
passé.
Les activités libéralisées sont celles où les clients éligibles
choisissent leur fournisseur d’énergie en faisant jouer la
concurrence, ce qui entraîne la formation d’un marché concurrentiel
ou potentiellement concurrentiel dont la régulation est en principe
limitée aux activités de transport et de distribution.
Le marché régulé est celui où les clients éligibles ont choisi de
rester alimentés par les opérateurs historiques, la régulation ou la
tutelle de l’État s’exerçant comme par le passé sur l’ensemble des
activités électriques.
Les réticences à l’ouverture du marché restent vivaces en raison des
spécificités de l’énergie et de l’électricité, considérés comme des
biens stratégiques liés à l’indépendance énergétique nationale. Par
ailleurs, le secteur électrique nécessite des investissements lourds,
programmés à très long terme, dont la planification reste sous le
contrôle étroit des Etats.
33
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
2.2.2 Principes d’établissement du tarif de transport de l’électricité dans un
système libéralisé
La séparation des activités du transport d’une part, de la distribution d’autre part, conduit à
une approche différente de celle qui était traditionnellement en vigueur dans un système
électrique intégré. On a en effet rappelé ci-dessus que la tarification au coût marginal
permettait de s’affranchir, en ce qui concerne l’établissement du tarif des réseaux, de la
difficulté due à la non séparation des activités.
Dans le cadre de la libéralisation du marché, le transport et la distribution deviennent des
activités distinctes jouissant de l’autonomie juridique et financière. En tant que monopole
naturel, elles sont astreintes par le régulateur à la transparence des coûts. Il devient dès lors
facile de déterminer le prix de revient de chaque activité, à l’aide des instruments comptables
et budgétaires habituels, sans plus avoir besoin de recourir au coût marginal ou incrémental
des réseaux.
Le tableau ci-après compare les systèmes de prix et de tarification dans les deux systèmes :
Type d’activité Activités intégrées et
régulées
Production
En général, pas de tarif
bornes-centrales
Transport HT Tarif de la clientèle HT :
production et transport
agrégés dans un seul
tarif
Pas de tarif transport
Distribution MT et BT Tarif de la clientèle MT
ou BT : production plus
transport plus
distribution
Pas de tarif distribution
Séparation et
libéralisation
Prix du marché de la
production
Tarif de l’activité
transport HT (régulée)
Tarif de l’activité
distribution MT et BT
(régulée)
Suivant la Directive européenne, les activités de transport et de distribution
sont confiées à des entités distinctes appelées « gestionnaires de réseau »,
gestionnaire(s) du réseau de transport (GRT) et gestionnaire(s) du réseau de
distribution (GRD). On se reportera aux diverses Actions du présent projet
pour plus de détail sur ces structures de gestion :
Action 07 : Plan stratégique pour le développement des marchés de
l’électricité
Action 09 : Grid code et cahier des charges
34
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Le GRT est souvent lui-même subdivisé en :
Gestionnaire proprement dit, chargé de l’exploitation et de la
maintenance des infrastructures du réseau, et de la mise en œuvre
des nouveaux investissements ;
Opérateur du système, traditionnellement représenté par le
dispatching ;
De plus, un opérateur du marché est mis en place pour gérer les échanges
dans le cadre d’une bourse de l’électricité.
Il faut noter que la Directive européenne ne précise pas comment doivent
être établis les tarifs du transport ou de la distribution. On fera donc état de la
méthodologie communément en usage dans l’Union Européenne, et plus
particulièrement dans le réseau de transport français, telle que décrété par la
Commission de Régulation de l’Energie en France (CRE).
2.2.3 Méthodologie en usage dans l’Union Européenne
Les caractéristiques détaillées de cette méthodologie ont été exposées au
cours des séances de travail avec les trois groupes nationaux de Tunisie,
Algérie et Maroc. Un document établi par le gestionnaire de réseau français
(RTE) pour l’intégration de la Serbie dans le marché intérieur de l’Union
Européenne a été diffusé comme exemple de cette méthodologie (Assistance
in Establishing an Electricity Market in Serbia 2/35 EAR/04/SER01/06/003.
Task 5 : Transmission Service, System & Market Operation Costs &
Pricing). On ne reprend pas ici l’ensemble des informations contenues dans
ce document d’une trentaine de pages, mais on va de préférence souligner en
quoi cette méthodologie diffère ou est la même que l’ancienne tarification
d’un système électrique intégré.
a) Principales différences avec le tarif intégré
Comme noté ci-dessus, la différence essentielle est relative à la
tarification de la seule activité transport dans le système libéralisé,
comparée à la tarification de la production et du transport.
Méthode de calcul des coûts
Système intégré, client haute tension, production et transport
Prime fixe, par kW souscrit : Coût du transport
Prix proportionnel, par kWh : Coût de la production
Système séparé et libéralisé, tarif d’accès au réseau
Prime fixe, par kW souscrit : Coût du transport
Prix proportionnel, par kWh : Coût des pertes en
transport, ou coût de la
production multiplié par le
taux de pertes en transport
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
On voit qu’en principe, si le tarif reflète correctement la structure du
coût, la prime fixe payée par le client devrait être identique dans les
2 approches, alors que le prix proportionnel ne représente que le coût
des pertes en transport dans le système séparé, mais le coût total du
kWh produit dans le cas du système intégré.
Lorsque l’activité du transport est séparée, la tarification au coût
marginal – en fait au coût moyen incrémental – perd son principal
intérêt, puisque le tarificateur a un accès direct au prix de revient de
l’activité. Par ailleurs, comme coût économique et coût financier
coïncident, le passage par le coût économique suivi d’un ajustement
financier devient inutile.
C’est pourquoi, partout en Europe le principe de tarification adopté
est celui du calcul prévisionnel des charges du transport à l’aide d’un
business plan anticipant les frais futurs du gestionnaire de réseau
pour son activité de transporteur d’électricité.
b) Principaux points communs entre tarif séparé et tarif intégré
Dans le système séparé, les producteurs peuvent être soumis à un
tarif d’accès minime (tarif d’injection), mais en règle générale c’est
le consommateur (HT, MT et BT) qui paie l’utilisation du réseau.
La plupart des régulations concernant l’utilisation du réseau du
transport sont construites sur le fait qu’en définitive la totalité du coût
de l’électricité est payée par les consommateurs : la production, le
transport et la distribution. C’est pourquoi c’est le plus généralement
au niveau des soutirages que l’utilisation du réseau est facturée, et
non au niveau des injections.
Par ailleurs, la péréquation du tarif du transport en fonction de la
distance, déjà en vigueur dans le système intégré, est maintenue dans
le système des activités séparées. C’est ce que prévoit l’article 4 du
Règlement 1228/2004 du Parlement Européen et du Conseil en date
du 26 juin 2003, relatif aux redevances d’accès aux réseaux. Cette
péréquation prend habituellement le nom de tarif timbre poste, le tarif
du transport (ou d’accès aux réseaux) étant parfois appelé le timbre
d’accès. Cette méthode de tarification signifie que, comme le tarif
d’affranchissement d’une lettre qui ne dépend pas de la distance entre
expéditeur et destinataire à l’intérieur du pays, le tarif du transport ne
dépend pas de la distance séparant le point d’injection du point de
soutirage. Il en va de même pour le tarif du système intégré, où un
même tarif est appliqué aux clients haute tension, somme de la
production et du transport, quelle que soit la distance du client par
rapport aux centres de production.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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2.2.4 La détermination du niveau du tarif de l'activité transport
La directive de l’Union Européenne ne fournit pas d’instructions détaillées
concernant la détermination du tarif du transport. D’où en résulte sans doute une
grande diversité de structures et de niveaux de tarif (voir section 2.2.5).
En ce qui concerne le niveau du tarif, la méthode généralement utilisée est celle de
la détermination des deux composantes, coût et marge, au moyen d’un Business
Plan. Devenant une activité séparée, le transport d’électricité acquiert une certaine
autonomie par rapport à la production, en définissant des objectifs stratégiques qui
lui sont propres. Le plan d’entreprise de l’activité transport, ou Business Plan (voir
annexe D), permet de simuler les comptes de résultats et le plan de financement par
une projection de l’activité transport sur quelques années, d’où ressort le prix de
revient et la marge espérés.
Ce Business Plan est ensuite soumis à l’autorité de régulation pour validation et
mise en œuvre ou ajustement des tarifs proposés.
2.2.5 Les résultats du calcul du tarif
Deux aspects relatifs au calcul du tarif sont présentés ci-après :
la structure du tarif du transport (ou tarif d’accès au réseau) ;
le montant de la facture payée par un consommateur-type
pour son accès au réseau.
Structure du tarif
En principe la structure du tarif devrait être représentative de la structure
du coût, constitué par deux termes :
un terme fixe en Є/kW reflétant les coûts de l’infrastructure, de
son exploitation et de son entretien, qui sont quasi exclusivement
des coûts fixes, c.à.d. indépendants de l’énergie transportée sur le
réseau. Celui-ci est en effet dimensionné pour la puissance de
pointe à transiter.
un terme proportionnel en Є/kWh reflétant le coût des pertes, égal
à la quantité d’énergie perdue (quelques % de l’énergie transitée)
multipliée par le coût de la production utilisée par l’opérateur du
réseau pour compenser ces pertes.
L’expérience montre que le terme fixe représente environ 90% du coût
total et le terme proportionnel environ 10%.
Le tarif lui-même est rarement en accord avec cette structure de coût,
ainsi que le montre le tableau ci-après.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Ainsi, l’Allemagne apparaît comme étant le pays dont la tarification est
la plus conforme à la structure du coût. Les autres pays s’en éloignent
plus ou moins, certains faisant d’ailleurs passer la totalité du coût fixe en
coût proportionnel (tarif monôme du Danemark, de la Bulgarie, de la
Hongrie, de l’Italie et de la Roumanie).
Comparaison des systèmes tarifaires du transport dans l’UE
Structure du tarif, répartition entre prime fixe et prix d’énergie
Pays
Part Part
Part Part
Pays
puissance énergie
puissance énergie
Autriche 18% 82% Irlande 34% 66%
Belgique 46% 54% Italie 0% 100%
Bulgarie 0% 100% Lettonie 64% 36%
Rép. Tchèque 15% 85% Lituanie 72% 28%
Danemark 0% 100% Hollande 67% 33%
Estonie 77% 23% Norvège 36% 64%
Finlande 0% 100% Pologne 28% 72%
France 37% 63% Portugal 17% 83%
Allemagne 90% 10% Roumanie 0% 100%
Gde Bretagne 60% 40% Rép. Slovaque 10% 90%
Grèce 64% 36% Slovénie 32% 68%
Hongrie 0% 100% Espagne 60% 40%
Suède 47% 53%
Niveau moyen du tarif du transport
En principe le coût du transport devrait rester voisin dans l’ensemble des
pays européens, les niveaux de tension et les technologies étant partout
assez semblables.
En réalité, des écarts très importants de tarif sont constatés entre les
divers Etats membres, qu’il est difficile d’expliquer. A titre d’exemple
pour une puissance de 50 MW et une énergie 255 GWh/an, le tarif hors
taxes d’accès au réseau de transport en 2007 varie de 1,75 €/MWh en
Espagne à 9,95 €/MWh en Allemagne. De multiples causes peuvent
intervenir, de la définition du réseau à la stratégie d’investissement en
passant par les politiques suivies par les différents Etats et la mise en
place progressive de la Directive européenne.
En conclusion, si la libéralisation des secteurs électriques est entrée en
vigueur, la pratique tarifaire des Etats montre une extrême diversité, tant
en ce qui concerne la structure que le niveau des tarifs du transport.
On retiendra simplement que cette variété des situations et des méthodes
de calcul des coûts ne semble pas vraiment constituer un frein au
commerce de l’électricité. Ce frein viendrait surtout des restrictions à
l’accès aux réseaux et à l’insuffisante libéralisation des échanges, bien
38
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
plus que de différences méthodologiques concernant le calcul des tarifs
du transport.
2.3 Ŕ Cohérence des deux méthodologies tarifaires européennes : tarif intégré versus
tarif séparé
Les Etats membres de l’Union Européenne sont astreints à la séparation des activités, ce
qui implique aussi une identification précise du coût de chacune d’elles. Ces coûts sont
ensuite traduits sous forme de tarif, avec des tarifs séparés pour les clients éligibles, et des
tarifs intégrés pour les clients qui restent captifs de leur opérateur historique.
Le schéma ci-dessous compare ces deux approches tarifaires, qui coexistent dans les États
de l’Union Européenne :
TARIF INTEGRE
des clients captifs
Tarifs moyenne et basse tension MT et BT : P + T + D
Tarif haute tension HT : P + T
Activités séparées P T D
TARIF SEPARE
des clients éligibles
Prix de vente de la
production
Tarif du
Transport
Tarif de la
distribution
Dans la mesure où les mêmes coûts sont utilisés pour les deux méthodologies tarifaires, et
si les mêmes marges sont pratiquées dans les deux cas, on devrait retrouver les égalités
suivantes, où le terme « tarif » doit être interprété comme « prix de vente résultant du
tarif » :
Tarif séparé
Tarif du transport
Tarif de la distribution
moyenne tension
Tarif de la distribution
basse tension
Tarif intégré
T = Tarif haute tension – Coût de production
D m = Tarif haute tension – Tarif moyenne
tension
D b = Tarif moyenne tension – Tarif basse tension
On retiendra surtout que les deux méthodologies tarifaires ne peuvent se comparer
directement, puisque les formules tarifaires ne sont pas les mêmes dans les deux cas.
S’agissant en particulier de la tarification du transport ou de la distribution, il faut se
souvenir que c’est une tarification qui n’existe pas tant que la séparation des activités
n’est pas réalisée. Ce qui signifie qu’on ne peut harmoniser les méthodologies tarifaires
du transport ou de la distribution dans le cas de secteurs électriques où les activités
restent intégrées. Cette remarque va prendre tout son sens lorsqu’on va s’intéresser aux
secteurs électriques du Maroc et de la Tunisie.
39
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
III Ŕ LA METHODOLOGIE TARIFAIRE DE L’ALGERIE
En Algérie, les textes en vigueur instituent une libéralisation du marché de l’électricité, mais
la totalité de la clientèle est encore une clientèle captive des structures nouvelles résultant de
la séparation des activités instituant cette libéralisation.
Cette section présente en conséquence la tarification du transport de l’électricité telle qu’elle
est instituée par les textes, puis telle qu’elle est pratiquée jusqu’à présent. Auparavant on
rappelle brièvement les principaux aspects institutionnels de la libéralisation. Plus de détails
sont disponibles dans les rapports relatifs à l’Action 11 du présent projet : Assistance
juridique.
3.1 Principaux aspects de la libéralisation du secteur électrique
a) Les dispositions législatives et réglementaires
La loi n° 02-01 du 5 février 2002 institue la libéralisation de la production
d’électricité, qui devient ouverte à la concurrence (article 6) et sous le contrôle
de la Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz. L’article 29 prend
acte que le réseau de transport de l’électricité est un monopole naturel exploité
par un gestionnaire sous le contrôle du régulateur. Pour permettre
l’approvisionnement direct des clients éligibles auprès des producteurs d’énergie
électrique, l’organisation du secteur est basée sur l’accès des tiers aux réseaux de
transport et de distribution (art. 61). En fonction de cette organisation, les clients
éligibles peuvent traiter librement des prix et des quantités avec les producteurs,
les distributeurs, les agents commerciaux (art. 63).
Les dispositions de la loi sont mises en application par plusieurs décrets, dont le
décret exécutif n° 051-183 du 18 mai 2005 relatif à la régulation des tarifs et à la
rémunération des activités de transport, de distribution et de commercialisation
de l’électricité et du gaz.
b) L’organisation du secteur électrique
Conformément à la loi, les activités de l’opérateur historique SONELGAZ ont
été séparées entre 2004 et 2006 entre plusieurs entités, filiales de la société
holding SONELGAZ Spa, l’ensemble formant le groupe industriel SONELGAZ.
Pour l’électricité, ces filiales sont respectivement en charge de la production
(SPE), du transport (GRTE), de la distribution (quatre GRDE) et du
fonctionnement du marché (opérateur du marché). Depuis le 1 ier janvier 2006, il
existe un Opérateur Système autonome du GRTE. Du point de vue tarifaire, on
considère que l’activité transport comprend elle-même les activités du
gestionnaire proprement dit et celle de l’opérateur système.
c) L’organisme de régulation
Un grand nombre de prérogatives de la tutelle de l’administration sur l’opérateur
historique a été transféré à la Commission de Régulation de l’Electricité et du
Gaz (CREG), dont les attributions et le fonctionnement sont définis par la loi
40
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
(art. 111 à 140) et le décret n° 05-182 déjà cité. Selon l’article 112 de la loi, la
commission de régulation est un organisme indépendant doté de la personnalité
juridique et de l’autonomie financière.
d) La tarification d’accès aux réseaux et le critère d’éligibilité
Suivant les articles 64 et 68 de la loi, les clients éligibles ont un droit d’accès aux
réseaux (…). Les tarifs d’utilisation des réseaux sont fixés par la CREG sur la
base d’une méthodologie et de paramètres définis par voie réglementaire. Ces
tarifs doivent être transparents et non discriminatoires.
Les structures tarifaires d’utilisation des réseaux sont uniformes sur l’ensemble
du territoire national (art. 70 de la loi). Les tarifs sont fixés sur la base des
différentes modalités d’utilisation du réseau, compte tenu des surcoûts dûs à
l’obligation du secteur public (art. 69). Ils sont uniformes sur tout le territoire
national : article 97 de la loi pour les clients éligibles, article 40 du décret pour
les clients non éligibles.
Les clients ayant la liberté d’accès au réseau de transport sont définis par un
niveau minimal de consommation annuelle d’électricité.
Le décret exécutif n° 07-310 du 7 octobre 2007 fixe le niveau de consommation
à 4 GWh par an (art. 3) pour qu’un client soit reconnu éligible. Ce niveau définit
une clientèle alimentée en haute ou moyenne tension. Plus d’une centaine de
clients sont actuellement éligibles suivant ce critère.
Il est important de noter que pour le moment aucun consommateur d’électricité
n’a encore fait jouer son éligibilité.
3.2 Méthodologie de tarification
La séparation des activités et la libéralisation du secteur électrique ont donné lieu à
une tarification spécifique au transport. Comme dans le cas de l’Union Européenne,
cette libéralisation s’accompagne du maintien de l’ancienne méthodologie où les coûts
des activités du transport ou de la distribution restent agrégés à ceux de la production.
Dans les deux cas, c'est-à-dire pour les clients éligibles ou non, les tarifs d’accès aux
réseaux sont fixés par la commission de régulation.
Il est bien évident que l’harmonisation tarifaire recherchée avec l’Union Européenne
n’est pas celle qui serait offerte par les structures des secteurs électriques intégrés.
L’harmonisation recherchée ne peut que résulter de l’institution de l’accès de tiers aux
réseaux, pour les producteurs et les consommateurs. Cependant, il reste nécessaire de
décrire brièvement le système tarifaire intégré, ne serait-ce que parce qu’à l’heure
actuelle il est le seul à être appliqué à la clientèle en Algérie.
3.2.1 Les tarifs des clients non éligibles
a) Les textes législatifs et réglementaires
L’article 97 de la loi dispose que les tarifs de l’électricité à appliquer aux
clients non éligibles sont fixés par la commission de régulation sur la base
d’une méthodologie et de paramètres définis par voie réglementaire.
La détermination de ces tarifs est précisée à l’article 98 de la loi, lequel est
repris à l’article 40 du décret. Les tarifs à appliquer aux clients non éligibles
incluent les coûts relatifs à la production, au transport et à la distribution. Ce
41
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
qui définit les tarifs des clients haute tension, moyenne tension et basse
tension.
L’ensemble du titre IX du décret est consacré aux modalités de la tarification
de l’électricité fournie aux clients non éligibles. L’article 41 du décret dispose
qu’en attendant la mise en place du marché de l’électricité (…) les structures
actuelles des tarifs de l’électricité sont reconduites. Ces structures tarifaires
sont actuellement définies par décision D/06-05/CD du 30 mai 2005 portant
fixation des tarifs de l’électricité et du gaz.
Les tarifs en vigueur le sont depuis le 1 er décembre 2005. En conformité avec
le décret exécutif, ils comportent les principaux termes suivants :
Un terme fixe en Dinars par kW représentant le coût de la mise à
disposition de la puissance souscrite et appelée sur le réseau (clients
HT) ou de distribution (clients MT et BT) ;
Un terme proportionnel en Dinars par kWh facturant l’énergie
consommée, avec des prix différenciés suivant trois postes horaires, ou
bien un prix unique.
b) Commentaires
La structure tarifaire en vigueur et les méthodes de calcul du coût de ses
composantes sont conformes à celles en vigueur dans la plupart des pays, y
compris ceux de l’Union Européenne.
Cette méthode tarifaire est celle appliquée généralement par tous les secteurs
électriques intégrés, qui identifient trois types de clients avec les tarifs
correspondants déjà explicités au chapitre 2 ci-dessus :
Type de clientèle
Clients haute tension
Clients moyenne tension
Clients basse tension
Méthode de calcul du tarif
Coût de la production + coût du transport HT
Coût de la production + coût du transport + coût
distribution MT
Coût de la production + coût du transport + coût
distribution MT + BT
3.2.2 Les tarifs des clients éligibles
a) La mise en œuvre de la libéralisation du marché électrique en Algérie
L’ensemble du nouveau dispositif législatif et réglementaire et toute
l’organisation nouvellement mise en place pour le secteur électrique ont
comme objectif la libéralisation du marché de l’électricité en Algérie.
Les activités sont effectivement séparées, et l’accès de tiers aux réseaux
institué par la loi. Un tarif d’utilisation du réseau de transport a été publié par
décision de la CREG du 30 mai 2005 : il est de 0,66 DA/kWh.
Si les clients alimentés en haute et moyenne tension n’ont pas jusqu’à présent
fait jouer leur éligibilité, c’est simplement du fait qu’ils n’y ont pas encore
intérêt puisqu’il n’y a pas encore de concurrence au niveau de la production.
42
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
La même décision fixe en effet le prix de la production (art.7) :
pour l’énergie fournie par SPE, un prix de kWh de 1,18 DA ;
pour l’énergie fournie par un autre producteur, un prix de 2,20 DA.
Le décret tarifaire stipule que la production de SPE est destinée en priorité aux
consommateurs de la BT. Les clients éligibles n’ont donc pas accès à
l’électricité à ce prix. Dans ces conditions, il est clair que les consommateurs
n’ont pas intérêt à faire jouer leur éligibilité. Le bas tarif de 1,18 DA va
disparaître au fur et à mesure que les anciennes centrales seront déclassées, la
production nouvelle s’effectuant à un prix supérieur.
b) La méthodologie tarifaire d’accès aux réseaux
Dans un système libéralisé la production est soumise à concurrence, la
tarification n’intéressant plus que l’utilisation du monopole naturel des
réseaux.
C’est en conséquence uniquement la rémunération du transport et de la
distribution d’électricité dont il va être ici question. Elle est décrite dans la loi
et fait encore l’objet des titres III à VIII du décret exécutif du 18 mai 2005. En
plus des coûts des gestionnaires du réseau, les coûts de l’opérateur système et
de l’opérateur du marché constituent des coûts permanents recouvrés sous la
forme de marges de commercialisation autorisées par décision de la
commission de régulation (art. 34 du décret).
Comme rappelé section 2.2.4 ci-dessus, la méthodologie tarifaire comprend
deux étapes :
détermination du coût de l’activité considérée ;
formulation du tarif, égal au coût unitaire de l’activité augmenté d’une
marge rémunérant le capital immobilisé, déterminant le revenu requis
par l’exercice des activités du gestionnaire de réseau.
Cette méthode est très voisine pour les activités de transport et de distribution.
On se concentre donc ci-après sur la première.
Détermination du coût du transport
Selon la loi algérienne (art. 90 de la loi et art. 13 du décret) la rémunération de l’activité
transport comprend les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance des
installations, plus d’autres coûts nécessaires à l’exercice de l’activité ainsi qu’une rétribution
équitable du capital investi prenant en compte les coûts de développement.
Le coût de l’activité est déterminé par le gestionnaire de réseau, qui prépare à cet effet puis
remet à la commission de régulation (art. 22 du décret) un dossier comprenant les documents
suivants :
un business plan couvrant les dix années à venir, accompagné des pièces suivantes : la
base d’actifs en début de période ; les coûts opérationnels pour les années futures ; le
programme d’investissement retenu ; le coût du capital proposé ;
les comptes annuels certifiés les plus récents ;
les données physiques, financières et comptables.
43
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Un texte extrêmement voisin concerne les coûts de la distribution.
Détermination du tarif du transport, revenu requis
L’article 23 du décret énonce que le tarif d’utilisation des réseaux de transport de l’électricité
est fixé par la commission de régulation, sur proposition du gestionnaire des réseaux, dans le
respect des principes de transparence, de non-discrimination, d’uniformité des structures
tarifaires sur l’ensemble du territoire national.
Ce tarif doit permettre (art. 16 du décret) une juste rémunération du gestionnaire du réseau de
transport et le recouvrement par ce dernier du revenu requis, autorisé par la commission de
régulation.
Ce revenu requis est déterminé à partir de l’analyse des documents fournis par le gestionnaire
du réseau (art. 13 du décret), en utilisant la formule suivante (art. 17 du décret) :
Revenu requis
= coûts d’exploitation et de maintenance reconnus
+ Charges d’amortissement
+ Bénéfice requis
+ Taxes et impôts dus
Le bénéfice requis est le résultat de la multiplication du montant de la Base d’Actifs Régulée
par le coût de rémunération du capital tenant compte des coûts de développement.
Des précisions sur le mode de calcul des différentes composantes du revenu requis sont
fournies aux articles 18 à 24 du décret.
Le revenu requis est déterminé par la commission de régulation selon une périodicité qui ne
saurait être inférieure à une année (art. 16 du décret). Il intègre des incitations à la réduction
des coûts et à l’amélioration de la fourniture (art. 13 du décret).
Structure du tarif du transport
Ce tarif comprend une charge fixe par unité de puissance mise à disposition (kW) et une
charge variable par unité d’énergie transportée (kWh).
Il est fonction du niveau de tension de raccordement et peut dépendre de la période horaire et
éventuellement saisonnière (art. 23 du décret).
Pour le moment, le tarif en vigueur est uniquement constitué d’un prix d’énergie, comme
indiqué ci-dessus (section 3.2.1), alors que d’après le décret il devrait prendre la forme d’un
tarif binôme, tarifant à la fois la puissance appelée (ou souscrite) et l’énergie transitée.
Afin de satisfaire aux obligations énoncées par ce règlement, le Consultant a proposé à la
CREG et à la SONELGAZ une méthode de détermination d’une formule binôme. Le principe
de ce calcul est fourni à l’Annexe F ci-jointe, avec une comparaison du tarif obtenu à celui
fixé en France par la commission de régulation pour le gestionnaire du réseau.
44
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
3.3 Comparaison des méthodologies de tarification, UE vs Algérie
En rapprochant la méthodologie exposée chapitre 2 pour l’Union Européenne de la
méthodologie exposée dans le présent chapitre 3 pour l’Algérie, il est évident qu’il est
extrêmement difficile de déceler la moindre différence significative entre ces deux
approches.
Une comparaison encore plus détaillée est néanmoins présentée ci-dessous, portant sur
les points suivants :
Textes législatifs et réglementaires
Principes généraux de la tarification du transport
Exemple d’application méthodologique de la tarification du transport
3.3.1 Textes législatifs et réglementaires
CARACTERISTIQUES
DES TEXTES EN
RELATION AVEC LA
METHODE DE
TARIFICATION
Textes principaux
Obligations de service
public et protection des
consommateurs
UNION EUROPEENNE
Directive 2003/54/CE du Parlement
Européen du 26 juin 2003, concernant
les règles communes pour le marché
intérieur de l’électricité et abrogeant la
directive antérieure.
Objectif : réalisation d’un marché de
l’électricité concurrentiel, sûr et
durable
Les entreprises du secteur de
l’électricité doivent être exploitées
conformément à des principes
commerciaux, mais avec des
obligations de service public :
Sécurité d’approvisionnement,
qualité et prix de la fourniture
ou du service, efficacité
énergétique
Protection des clients
vulnérables
Mise en place d’un système
d’accès des tiers aux réseaux
de transport et distribution
pour tous les clients éligibles
ALGERIE
Loi n° 02-01 du 5 février 2002 relative
à l’électricité et à la distribution du gaz
par canalisation.
Décret n° 05-182 du 18 mai 2005 relatif
à la régulation des tarifs et à la
rémunération des activités de transport,
de distribution et de commercialisation
de l’électricité et du gaz.
La loi 02-01 (art 3) qualifie la distribution
de l’électricité (et du gaz) d’activité de
service public. Le service public a pour
objet de garantir l’approvisionnement en
électricité et en gaz, sur l’ensemble du
territoire national, dans les meilleures
conditions de sécurité, de qualité, de prix
et de respect des règles techniques de
l’environnement.
Rôle des gestionnaires
des réseaux de transport
Objectif : assurer le bon
fonctionnement de la concurrence
grâce à un accès au réseau libre,
transparent, non discriminatoire et
disponible au juste prix.
Les Etats membres désignent un ou
Le gestionnaire du réseau de transport de
l’électricité bénéficie d’une autorisation
d’exploiter délivrée par le ministre chargée
de l’énergie, après avis de la commission
de régulation.
45
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
CARACTERISTIQUES
DES TEXTES EN
RELATION AVEC LA
METHODE DE
TARIFICATION
Rôle des gestionnaires
des réseaux de transport
(suite)
UNION EUROPEENNE
plusieurs gestionnaires de réseau de
transport ne faisant pas partie des
structures de l’entreprise d’électricité
intégrée.
Les gestionnaires sont tenus de :
garantir la capacité à long
terme du réseau en contribuant
à la sécurité
d'approvisionnement
gérer les flux d'énergie sur le
réseau, en fournissant aux
gestionnaires de tout autre
réseau interconnecté des
informations suffisantes pour
assurer une exploitation sûre
et efficace
garantir la non-discrimination
entre les utilisateurs du réseau
fournir aux utilisateurs du
réseau les informations dont
ils ont besoin pour un accès
efficace au réseau
ALGERIE
Le gestionnaire du réseau de transport est
le propriétaire du réseau. Il doit assurer :
l’exploitation
la maintenance, et
le développement
afin de garantir une capacité adéquate par
rapport aux besoins de transit et de réserve.
Il doit collaborer avec l’opérateur du
système pour l’établissement du plan de
développement des infrastructures.
Pour la promotion du marché de
l’électricité, le gestionnaire du réseau de
transport doit assurer un accès libre aux
utilisateurs du réseau.
Dissociation comptable
Les entreprises d'électricité tiennent
des comptes séparés pour chacune de
leurs activités de transport et de
distribution, comme si ces activités
étaient exercées par des entreprises
distinctes (la séparation juridique
n'implique pas le changement de
propriété des actifs)
Les opérateurs tiennent des comptes
séparés pour leurs activités de production,
de transport et de distribution.
Les opérateurs tiennent une comptabilité
par centrale de production et pour chaque
concessionnaire de distribution.
Les filiales de SONELGAZ SPA disposent
d’un patrimoine propre constitué des
ouvrages et autres biens qui leur sont
transférés par SONELGAZ
La dissociation comptable a précédé la
filialisation des entités de SONELGAZ.
Ouverture du marché et
réciprocité
Les États Membres veillent à ce que
tous les clients soient éligibles à partir
du 1er juillet 2007
Introduction de la concurrence au niveau
de la production (art 6 de la loi).
La qualité de client éligible dépend
uniquement du niveau de sa
consommation. Ce niveau de
consommation est fixé par voie
réglementaire (actuellement 4 GWh/an (art
3 du décret 07-310)), il sera appelé à
diminuer progressivement.
Les clients éligibles peuvent traiter
librement des prix et des quantités avec les
46
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
CARACTERISTIQUES
DES TEXTES EN
RELATION AVEC LA
METHODE DE
TARIFICATION
UNION EUROPEENNE
ALGERIE
producteurs, les distributeurs ou les agents
commerciaux. La CREG publie les
modèles types de contrats.
Conditions d'accès aux
réseaux de transport
Conditions d’accès aux
réseaux de transport
(suite)
L'existence d'une autorité de régulation
efficace constitue un élément important
pour garantir des conditions d'accès au
réseau non discriminatoires.
Les compétences de cette autorité
nationale devraient inclure la fixation
ou l'approbation des tarifs, ou au moins
des méthodes de calcul des tarifs de
transport et de distribution. Ces tarifs
devraient être publiés avant leur entrée
en vigueur.
Le régulateur propose à
l’Administration les tarifs d’utilisation
des réseaux publics d’électricité, qui
sont ensuite approuvés par les
Ministres compétents.
Il est créé une commission de régulation
de l’électricité et du gaz (CREG) qui est un
organisme indépendant (art 111 de la loi).
La commission de régulation a pour
mission de veiller au fonctionnement
concurrentiel et transparent du marché de
l’électricité et du marché du gaz, dans
l’intérêt des consommateurs et de celui des
opérateurs (art 113).
Les tarifs d’utilisation du réseau de
transport sont proposés par le gestionnaire
du réseau et fixés par la CREG (art 68 de
la loi)
3.3.2 Principes généraux de la tarification
CARACTERISTIQUES
TARIFAIRES
Accès de tiers aux
infrastructures du réseau
interconnecté
UNION EUROPEENNE
L’accès de tiers se rapporte aux aspects
contractuels suivants :
1) Le premier raccordement au
réseau pour les nouveaux
clients, qui induisent un
nouvel investissement
2) Les services fournis par l’OS
pour l’utilisation des
infrastructures, qui
comprennent 4 composantes :
disponibilité du réseau,
avec réserves primaire et
secondaire
injection d’énergie
(producteurs)
soutirage d’énergie
(consommateurs)
équilibrage par réserve
tertiaire
Pour les clients non physiques
(traders), les services fournis par un
ITSMO comprennent :
l’accès à l’interconnexion
ALGERIE
La loi 02-01 qualifie le réseau de transport
de l’électricité de monopole naturel. Sa
gestion est assurée par un gestionnaire
unique qui est propriétaire du réseau de
transport.
La loi régit l’activité de transport et a
établi les règles suivantes :
La participation financière
lors des raccordements
(cahier des charges relative
aux conditions de fournitures
de l’électricité et du gaz.
Décret 02-194 du 28 mai
2002.
Les fonctions de l’OS (art
36)
47
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
CARACTERISTIQUES
TARIFAIRES
UNION EUROPEENNE
maintenance pour les
tierces parties
service des télécoms
équilibrage par réserve
tertiaire
ALGERIE
Principes de tarification
pour l’utilisation du
réseau de transport
Principes de tarification
pour l’utilisation du
réseau de transport
(suite)
1) Péréquation entre clients par
rapport à la distance de
transport, ou tarif « timbre
poste »
2) En général, aucun tarif à la
charge des producteurs
(injection) ou faible charge
3) Un tarif spécifique est proposé
pour chaque niveau ou
domaine de tension auquel la
clientèle est raccordée
4) La structure du tarif est
binomiale, avec un terme
énergie et un terme puissance
terme puissance
proportionnel à la
puissance souscrite
terme énergie
proportionnel à l’énergie
soutirée, modulé en
fonction du temps (nuit,
jour, pointe, saisons)
poids relatif des
composantes énergie et
puissance respectant la
structure du tarif intégré
correspondant
(production + transport)
1) Les principes de tarification sont les
suivants:
Tarification de type timbre poste ;
Tarification transparente et uniforme
sur l’ensemble du pays (péréquation)
;
2) Les tarifs d’utilisation du réseau
transport sont :
Proposés par GRTE et fixés par
CREG
Publiés par la CREG
Transparents, non discriminatoires et
uniformes sur tout le territoire
national
Permettent recouvrement du revenu
requis calculé selon la méthodologie
définie par le décret exécutif n°05-
182 du 18 mai 2 005
Comprennent une charge fixe par
unité puissance mise à disposition et
une charge variable par unité
d’énergie transportée
Fonction des tensions de
raccordement (400, 220 et 60 kV)
Peuvent dépendre de la période
horaire, voire saisonnière
Méthode de calcul du
tarif
Revenus à obtenir par la tarification :
coûts prévisionnels de l’activité
transport, plus marge
coûts prévisionnels
établis sur la base d’un
business plan de l’activité,
incluant les coûts d’opération
et maintenance, pertes,
services auxiliaires, taxes,
assurances et amortissements.
rémunération du capital
engagé : coût moyen pondéré
du capital multiplié par la base
d’actifs régulés (BAR).
Le tarif du transport est issu de la
rémunération du gestionnaire du réseau. Il
comprend les coûts d’investissement,
d’exploitation et de maintenance des
installations, d’autres coûts nécessaires à
l’exercice de l’activité ainsi qu’une
rétribution équitable du capital investi.
Le bénéfice requis est obtenu par
l’application du coût de rémunération du
capital à la base d’actifs régulés.
La formule de rémunération du
gestionnaire du réseau intègre des
incitations à la réduction des coûts (en
particulier les pertes) et à l’amélioration
de la qualité.
48
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
CARACTERISTIQUES
TARIFAIRES
UNION EUROPEENNE
ALGERIE
Le revenu requis du gestionnaire du réseau
est déterminé par la commission de
régulation selon une périodicité qui ne
saurait être inférieure à un an.
3.3.3 Exemple d’application méthodologique de la tarification des activités du
transport d’électricité
CARACTERISTIQUES
TARIFAIRES
Principes généraux
CRE FRANCAISE
Les tarifs d’utilisation des réseaux doivent
être transparents et non discriminatoires.
Ils prennent en compte la nécessité de
garantir la sécurité des réseaux, et doivent
facturer les coûts réels des différentes
activités des GRP (gestionnaires de
réseaux publics)
CREG ALGERIENNE
Les tarifs d’utilisation des réseaux
de transport de l’électricité doivent
permettre une juste rémunération du
gestionnaire du réseau de transport
et le recouvrement par ce dernier du
revenu requis, autorisé par la CREG
(art 16 du décret).
Niveau des tarifs (ou
détermination du revenu
requis par le GRP)
Principales hypothèses de la CRE pour
estimer les charges futures supportées par
le GRP transport (RTE) :
1. Charges d’exploitation et de
maintenance du réseau (OPEX)
Frais de personnel
Consommations diverses (hors
pertes en réseau)
Impôts et taxes
2. Charges de capital (CAPEX)
Dotations aux amortissements
Frais financiers
Rémunération de la base d’actifs
régulés (CMPC)
3. Autres charges
pertes en réseau, ou coût de
l’énergie consommée pour
compenser les pertes d’énergie
coûts des réserves primaire et
secondaire, du réglage de
l’équilibre, coût de congestion
coût de gestion des contrats
4. Prise en compte des gains de
productivité (1.5% par an)
La commission de régulation
procède à la détermination du
revenu requis de
chacun des gestionnaires des
réseaux, en utilisant la formule
suivante :
RR = CE + CA + r*B +TI
Avec
_ RR : revenu requis.
_ CE : coûts d’exploitation et de
maintenance reconnus.
_ CA : charges d’amortissement.
_ r*B : bénéfice requis.
_ TI : taxes et impôts payés dus.
_ B : base d’actifs régulée.
_ r : coût de rémunération du capital
tenant compte des coûts de
développement ;
_ rfp : rendement requis sur les
fonds propres ;
_ rd : coût moyen de la dette.
Où :
B = actifs en service –
amortissements accumulés
r = (rfp * % fonds propres + rd * %
dette)
Structure des tarifs (ou
modalités de facturation de
la clientèle)
Principes généraux :
Tarif timbre poste, identique sur
tout le territoire national
Tarif d’injection pour contribuer
Principes généraux :
Tarif timbre poste,
identique sur tout le
territoire national
49
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
CARACTERISTIQUES
TARIFAIRES
CRE FRANCAISE
au mécanisme européen de
compensation entre réseaux, ou
mécanisme ITC (international
transmission charge)
Tarif de soutirage, reflet des
coûts supportés par le GRP
Le Tarif de soutirage comprend 4
composantes :
Composante annuelle des frais de
gestion et de comptage
Composante annuelle de
soutirage, partie puissance
Composante annuelle de
soutirage, partie énergie
Composante mensuelle des
dépassements de puissance
souscrite.
Les deux composantes de soutirage,
puissance et énergie, représentent la
majeure partie (99%) de la facture. Elles
s’expriment de la façon suivante, pour un
type particulier de client (50 à 130kV,
durée annuelle d’utilisation de la puissance
souscrite égale ou proche de 5 000 heures),
client type « HTB1 » :
Cs = 1380p + 0.61 e
avec les notations ci-après :
Cs = facture annuelle en euros,
ou composante de soutirage
Partie puissance : 1380p, avec
puissance souscrite p en kW, tarif
de la puissance égal à
1380€/kW/an
Partie énergie : 0.61e, avec e
énergie transportée annuellement
en kWh, tarif de l’énergie égal à
0.61€/kWh
CREG ALGERIENNE
Tarif d’injection nul
Tarif de soutirage basé
uniquement sur l’énergie
(0,66 DA / kWh)
Le tarif est publié par décision de la
CREG.
50
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
I V Ŕ LA METHODOLOGIE TARIFAIRE DU MAROC ET DE LA TUNISIE
Introduction
Les cas du Maroc et de la Tunisie sont traités dans un même chapitre, car la
méthodologie tarifaire de ces deux pays est très voisine, reflétant la structure intégrée
de leur secteur électrique. Ce qui ne veut pas dire qu’une séparation des activités n’y
soit pas à l’ordre du jour. Bien au contraire, les autorités de ces deux pays examinent
avec soin une telle possibilité. Séparation éventuellement suivie, comme en Algérie,
par la liberté d’accès au réseau de transport.
En ce qui concerne la production, celle-ci est déjà très diversifiée aussi bien au Maroc
qu’en Tunisie, avec une forte proportion de production privée.
Ceci étant, la libéralisation du marché électrique du Maroc et de la Tunisie apparaît
encore comme une perspective lointaine (Notons que pour le Maroc, un changement
peut intervenir après les résultats de l’étude sur la Réorganisation du secteur de
l’électricité). En conséquence, la méthodologie tarifaire reste celle traditionnelle d’un
opérateur historique desservant des clients captifs.
Comme déjà indiqué pour le marché captif de l’Union Européenne et de l’Algérie, la
méthodologie tarifaire consiste en une agrégation des coûts pour les différents types de
clientèles, l’ensemble des clients HT (ou THT-HT pour le cas du Maroc), MT ou BT
payant simultanément les coûts de production et de transport.
En résumé, la méthodologie tarifaire est semblable au Maroc et en Tunisie ; elle exclut
l’existence ou la publication d’un tarif du transport, contrairement à ce qui existe dans
les marchés libéralisés de l’Union Européenne et de l’Algérie.
4.1 Secteur électrique et méthodologie tarifaire du Maroc
4.1.1. Organisation du secteur électrique marocain
Comme pour l’Algérie, on se reportera à l’Action 11 « Assistance
juridique » pour l’analyse détaillée du marché électrique du Maroc, dont
les éléments ci-après sont tirés.
a) Cadre législatif
La loi n°1-63-226 de 1963 donne à l’Office National de l’Électricité –
ONE- le monopole de la production, du transport et de la distribution
d’électricité. Actuellement, ce monopole comporte toutefois des
exceptions, concernant aussi bien la production que la distribution :
Au niveau de la production, des contrats de concession sont
octroyés aux producteurs indépendants, qui ont contribué en 2008
pour 53% aux besoins du pays. Par ailleurs, l’autoproduction est
51
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
autorisée jusqu’à concurrence d’une puissance installée de
50MW.
En ce qui concerne la distribution, des contrats de concession
octroyés aux délégataires de services publics, qui sont ou bien les
délégataires privés (concessions) opérant dans les villes de
Casablanca, Rabat, Tanger et Tétouan, que les régies
communales, qui distribuent environ 45% de l’électricité
consommée à l’échelle nationale.
Au total, un strict monopole n’existe en fait que pour le transport,
l’ONE étant l’acheteur unique sur le marché de la production,
qu’il s’agisse de producteurs indépendants, des petits autoproducteurs
ou de l’électricité importée.
Le cadre réglementaire peut se résumer comme suit :
1963 : Création de l’ONE ;
1994 : Autorisation d’installation des producteurs indépendants
(IPP) au Maroc limité à une puissance de 10 MW;
1997 : Introduction d’opérateurs privés dans la distribution
d’électricité ;
1998 : Loi sur la concurrence et libération des Prix ;
1999 : ONE opérateur sur le marché Spot Espagne ;
2008 : Relèvement du seuil d’auto production à 50 MW ;
2009 :Les textes juridiques et réglementaires relatifs à la
promotion des énergies renouvelables (le projet de loi sur
l’Efficacité Energétique, le projet de loi sur les Energies
Renouvelables et le texte transformant le CDER en une agence
de développement des Energies Renouvelables et de l’Efficacité
Energétique) sont adoptés par le Conseil du Gouvernement au
mois d’avril 2009.
Deux projets de loi sont adoptés par le Conseil des Ministres au
mois de mai 2009 et sont actuellement en discussion au
Parlement à savoir le projet de loi sur les Energies Renouvelables
et Le texte transformant le CDER en une agence de
développement des Energies Renouvelables et de l’Efficacité
Energétique.
La régulation du secteur de l’électricité est répartie entre les
administrations suivantes:
• Le Ministère de l’Énergie, des Mines, de l’Eau et de
l’Environnement a pour mission d’élaborer et mettre en
œuvre la politique énergétique nationale et assure la tutelle
technique de l’ONE;
• Le Ministère des Finances exerce le contrôle financier
de l’ONE et des régies de distribution;
• Le Ministère de l’Intérieur assure la tutelle des Régies
municipales et contrôle les concessions de distribution;
52
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
• Le Ministère des Affaires Économiques et Générales
qui soumet à approbation les tarifs d’électricité étudié par la
commission interministérielle des prix regroupant les
différents départements ministériels.
b) La tutelle du secteur de l’électricité
Deux administrations différentes remplissent le rôle de tutelle dans le
secteur électrique marocain :
Le Ministère de l’énergie, des Mines, de l’Eau et de
l’Environnement (MEMEE) est responsable du contrôle de l’ONE
et des producteurs privés.
Le Ministère de l’Intérieur (MI), à travers la Direction des Régies
et Services Concédés est responsable de la tutelle des régies de
distribution et des délégataires privés.
C’est le Ministère des Affaires Économiques et Générales (MAEG) qui
intervient dans toutes les questions relatives aux tarifs. Dans ce cas, une
Commission Interministérielle des Prix (CIP) présidée par le MAEG se
réunit pour autoriser toute révision tarifaire.
c) Les évolutions futures
Une « Etude Stratégique sur l’Energie » est en cours de réalisation par
le MEMEE sur les thèmes suivants :
1. Actions urgentes ou prioritaires dans le secteur de l’énergie
(réalisé) ;
2. Stratégie énergétique à long terme (réalisé) ;
3. Réorganisation du secteur de l’électricité (en cours).
Cette étude a démarré début 2008, ses résultats sont attendus pour
début 2009. Elle a déjà donné lieu à la mise en place d’un Plan national
d’actions prioritaires du secteur de l’énergie, comportant en particulier
un renforcement par l’ONE des capacités de production électrique,
domaine qui a souffert d’un manque d’investissement chronique depuis
plusieurs années.
L’aspect relatif à la réorganisation du secteur électrique inclut l’étude
d’un schéma cible à définir, avec la séparation des activités et la
libéralisation du secteur électrique.
Dans cette perspective, l’ONE se prépare à une future et éventuelle
ouverture du marché, par les mesures suivantes :
Séparation en quatre ensembles distincts des activités de
production, transport, distribution et de commercialisation ;
Séparation des activités au niveau comptable, réalisée depuis
l’année 2000.
53
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
4.1.2. La méthodologie tarifaire au Maroc
Les principes de la tarification sont:
• Égalité de traitement des clients ;
• Recherche de la réalité des coûts ;
• Gestion efficace de la demande au niveau national ;
• Stabilité de structures tarifaires.
Les tarifs sont fixés par arrêté du Ministre délégué auprès du Premier
ministre, chargé des affaires économiques, sur avis d’une Commission
Interministérielle des Prix.
Les tarifs de vente de l’énergie électrique sont réglementés et publiés par
l’Etat.
a) Structure intégrée
Si le transport très haute tension et haute tension est entièrement assuré
par l’ONE, la distribution est repartie entre l’ONE, les concessions et
les régies.
Une tarification unique (binôme à deux postes horaires et trois niveaux
de tension) est toutefois en vigueur quel que soit le distributeur et ce
sont les mêmes tarifs qui s’appliquent au niveau des transactions
internes de l’ONE.
Dans tous les cas, il n’en reste pas moins que ce tarif très haute tension
et haute tension reflète la structure intégrée du secteur électrique
marocain. Il agrège donc les coûts de la production et du transport, et
ne peut être comparée en l’état, et encore moins harmonisé par rapport
à un tarif d’utilisation du seul réseau pour lequel l’ATR est en vigueur
dans un système libéralisé.
b) Détermination des coûts
En ce qui concerne le calcul des coûts, il reste largement inspiré des
méthodes classiques, en particulier celles promues par Électricité de
France :
Coût marginal à court terme pour la production égal au coût
marginal à long terme pour un développement optimisé ;
Coût marginal à long terme (coût moyen incrémental) pour le
transport et la distribution.
c) Structures tarifaires actuelles
Il existe aujourd’hui deux catégories de tarifs, l’une destinée aux
clients distributeurs et l’autre aux clients consommateurs.
54
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Les tarifs Distributeurs sont binômes (facturation de la puissance
et de la consommation) à deux postes horaires (heures pleines et
heures creuses) et sont appliqués aux gestionnaires délégués et
aux Régies de Distribution selon trois niveaux de tension (le
niveau de 225kV pour la très haute tension, le niveau de 60kV
pour la haute tension et le niveau de 22 kV / 5,5 kV pour la
moyenne tension).
Les tarifs consommateurs sont appliqués selon le niveau de
tension. Pour les clients en Très Haute Tension et en Haute
Tension, la structure du tarif se présente comme suit (pour la
moyenne et la basse tension, voir l’Annexe I) :
o Tarif général : facturation d’une seule puissance souscrite
et d’une consommation par postes horaires (heures de
pointe HP, heures pleines HPL et heures creuses HC) ;
o Tarif optionnel : trois versions tarifaires (Très longue
utilisation TLU, Moyenne utilisation MU et courte
utilisation CU) et souscription de puissance pour chacun
des trois postes horaires (HP, HPL et HC) ;
o Tarif optionnel Super pointe : trois versions tarifaires
(TLU, MU et CU) et souscription de puissance pour
chacun des quatre postes horaires (Super pointe SHP, HP,
HPL et HC).
4.2 Secteur électrique et méthodologie tarifaire de la Tunisie
4.2.1 Organisation du secteur électrique tunisien
Les informations dont il est fait état ont été fournies par le Département
Tarification de la Société Tunisienne d’Électricité et de Gaz.
La STEG, opérateur historique du secteur électrique en Tunisie est
comparable à l’ONE marocain, avec un fort pourcentage de production
indépendante. Mais contrairement au Maroc où la distribution est confiée à
plusieurs opérateurs, celle-ci reste en Tunisie entièrement assurée par la
STEG, simplifiant d’autant l’organisation du secteur électrique.
a) Cadre législatif et réglementaire
D’après le décret-loi n° 62-8 du 3 avril 1962 relatif à la nationalisation
de l’électricité et du gaz et à la création de la STEG, cette dernière
55
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
détient le monopole de la production (aboli en 1996), du transport et de
la distribution de l’énergie électrique.
Les centrales appartenant à des entreprises ayant à tire principal
d’autres activités que la production d’électricité sont exclues de la
nationalisation, leur excédent étant vendu exclusivement à la STEG.
Le monopole de la production a été supprimé par la loi n° 96-27 du 1 er
avril 1996, mais les excédents de production des installations privées
continuent à être vendus exclusivement à la STEG, qui reste donc
l’acheteur unique en Tunisie (auto-producteurs et IPP).
b) La tutelle du secteur électrique
C’est le Ministère de l’Industrie, de l’Énergie et des Petites et
Moyennes Entreprises (MIEPME) qui est chargé de la tutelle du
secteur de l’énergie, à travers sa Direction de l’Énergie. C’est donc
cette dernière qui assure le contrôle du secteur électrique et de la STEG
en particulier.
c) Les évolutions futures
Identification du coût des activités
Tout comme le Maroc, la Tunisie s’est engagée dans une réflexion
approfondie concernant la libéralisation de son secteur électrique.
Les travaux communiqués au Consultant concernent la séparation des
coûts des activités, premier pas à accomplir en vue de leur éventuelle
séparation juridique et financière.
La comptabilité analytique de la STEG est mise à profit dans ce but
afin de séparer successivement :
Les coûts des activités électricité et gaz, puis
Les coûts des activités production, transport et distribution de
l’électricité. Le résultat de cette séparation est présenté ci-après
dans la section relative à la méthodologie tarifaire
Premier pas vers la libéralisation
Un amendement du 2 août 2004 à la loi relative à la maîtrise de
l’énergie a pour objet :
un encouragement des auto-producteurs à produire de l’électricité
à partir d’un système de cogénération et des énergies
renouvelables ;
un accès au réseau de la STEG pour les auto-producteurs afin
qu’ils puissent transporter l’électricité produite sur leur site de
production jusqu’à leurs points de consommation.
Les décrets et textes d’application relatifs à cet amendement sont en
cours, ils portent sur les points suivants en particulier :
le tarif du transport pour emprunter le réseau public de la STEG ;
56
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
la condition de vente de l’excédent de l’énergie électrique à la
STEG, avec les tarifs de cession, le contrat de transport et de
vente à la STEG de l’excédent d’énergie électrique.
4.2.2 La méthodologie tarifaire en Tunisie
a) Calcul des tarifs
La structure des tarifs est basée sur les coûts marginaux de la
production, du transport et de la distribution. Les coûts marginaux sont
ensuite agrégés suivant les règles habituelles des compagnies intégrées.
Production et transport pour les clients haute tension
Production et transport et distribution pour les clients moyenne et
basse tension.
Les tarifs ont deux composantes, reflétant respectivement le coût de la
puissance et le coût de l’énergie.
Le niveau des tarifs est fixé en fonction des besoins financiers de
l’entreprise et en accord avec la politique suivie par l’administration
tunisienne. Actuellement celle-ci tend à subventionner l’activité
électricité, ce qui est évidemment incompatible avec les directives
européennes qui demandent la transparence des coûts et la vérité des
prix. Ceux-ci doivent être en mesure de couvrir les coûts de l’électricité
qui ne doit pas être subventionné par le budget de l’Etat.
b) Premiers résultats concernant la séparation des activités
Comme dit ci-dessus, la STEG a mis au point une comptabilité
analytique sophistiquée permettant une séparation comptable des coûts
avec une bonne approximation.
Le résultat de cette séparation aboutit à la répartition suivante pour le
coût de l’activité électricité en 2007 (total 100%) :
Coût de la production : 68%
Coût du transport : 7%
Coût de la distribution (MT et BT) : 25%
Cette séparation ainsi effectuée, les divers coûts peuvent être
comparés aux prix moyens de vente à la clientèle, de la façon
suivante :
Nature des coûts agrégés
Production + transport
Production + transport + distribution MT
Production + transport + distribution MT + BT
Prix de vente à la clientèle
Haute tension
Moyenne tension
Basse tension
Du fait que les prix de vente sont subventionnés, seule peut être
comparée la hiérarchie des prix de vente au coût des activités
engagées.
57
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Il faut noter qu’au Maroc et en Tunisie, il n’existe pas de tarif du transport en raison de
l’organisation du secteur électrique sous la forme de l’intégration verticale. Pour la
comparaison avec la méthodologie de l’UE en matière de tarification du transport, il y a donc
lieu de se référer à la méthodologie de détermination du coût du transport telle que exposée à
la section 2.1.
58
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
V Ŕ L’HARMONISATION DES METHODES DE TARIFICATION
Les chapitres précédents ont passé en revue les méthodes de tarification du transport de
l’électricité et la situation des secteurs électriques existant dans l’Union Européenne, en
Algérie, au Maroc et en Tunisie. Ce travail étant fait, on se trouve maintenant en mesure de
répondre aux questions suivantes :
1) Quelles sont les conditions institutionnelles nécessaires pour réaliser cette
harmonisation
2) Comment procéder à la comparaison des méthodologies de tarification
3) De quelle façon convient-il de comprendre le terme « harmonisation », s’agissant
d’une méthode de calcul de tarif
4) Quels sont les principes et méthodes de calcul du tarif à retenir pour aboutir à une
méthodologie harmonisée
La pratique de la tarification du transport de l’électricité montre que l’harmonisation des
méthodologies de tarification peut être perçue selon deux optiques :
1) L’optique institutionnelle : Par optique institutionnelle, nous entendons les
mécanismes institutionnels et l’organisation mis en place pour permettre la mise
en œuvre d’une méthodologie tarifaire harmonisée.
2) L’optique opératoire : Par optique opératoire, nous visons tous les principes et
méthodes de calcul permettant d’aboutir à un tarif d’accès au réseau du transport
de l’électricité harmonisé.
L’harmonisation opératoire, c'est-à-dire au plan du calcul et de la détermination du tarif n’est
envisageable que suite à une harmonisation institutionnelle.
5.1. Conditions d’harmonisation des méthodes de tarification du transport de
l’électricité
L’objectif ultime recherché est le développement d’un marché de l’électricité entre les
trois pays (Algérie, Maroc et Tunisie) et son intégration au marché de l’électricité de
l’Union Européenne. La problématique de l’harmonisation de la tarification du
transport de l’électricité n’est pertinente que dans la mesure où existe un véritable
marché de l’électricité. Les sources de l’utilité sociale d’un marché de l’électricité sont
nombreuses, notamment : diversité des courbes de charge, gestion des congestions,
gestion des réserves, … Pour favoriser l’émergence d’un marché de l’électricité entre
ces trois pays, plusieurs actions sont à entreprendre :
59
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Au niveau de la production : L’ouverture au secteur privé de la production de
l’électricité est un facteur central de la libéralisation du secteur. L’encouragement de
l’investissement privé dans la production de l’électricité est de ce fait un élément
fondamental pour l’émergence d’un marché concurrentiel de l’électricité.
Dans les trois pays, des producteurs indépendants d’électricité (IPP) peuvent
s’installer. Au Maroc et en Tunisie, une part importante et grandissante de la
production d’électricité est déjà fournie par des IPP. De ce fait, le secteur de
l’électricité de ces deux pays est déjà largement engagé dans la voie de la
libéralisation. En Algérie, cette part est encore relativement faible, mais les conditions
légales de son développement sont mises en place.
Au niveau de la demande : L’apparition de clients éligibles pouvant traiter librement
des prix et des quantités avec des producteurs de leur choix constitue le deuxième
facteur central pour l’émergence d’un marché de l’électricité.
En Algérie, le cadre légal permet à tout client ayant une consommation supérieure à 4
GWh/an (article 3 du décret 07-310) de devenir un client éligible. Pour l’heure, aucun
client algérien n’a encore fait jouer son éligibilité, bien que plus d’une centaine de
clients soient potentiellement éligibles suivant le critère établi par le décret. La raison
principale à cela est en premier lieu le faible nombre de producteurs indépendants
installés en Algérie. En second lieu, cela est dû également à la structure des prix de
l’électricité puisque les producteurs indépendants installés ont des contrats du type
« Take or Pay » avec des prix de vente supérieurs à ceux de l’opérateur historique
(voir décision de la CREG du 30 mai 2005 portant fixation des tarifs de l’électricité et
du gaz). Cette structure des prix crée chez les clients une incitation naturelle à
demeurer dans le secteur intégré. Un troisième facteur expliquant l’absence de la mise
en jeu de l’éligibilité est constitué par le tarif du transport qui ne prévoit pas de
différenciation selon le niveau de tension. En effet, en prévoyant un tarif de transport
différencié par niveau de tension, on obtiendrait un tarif HT plus bas, qui serait celui
appliqué aux clients éligibles visée par le décret cité plus haut.
Au Maroc et en Tunisie, les opérateurs historiques (ONE et STEG) sont acheteurs
uniques sur le marché qu’il s’agisse de producteurs indépendants, d’auto-producteurs
ou de l’électricité importée. Cette situation de monopole au niveau de la demande
n’est pas de nature à favoriser l’émergence d’un marché concurrentiel de l’électricité.
Au niveau de ces pays, la suppression de ce monopole et donc l’introduction,
progressive, de la notion de clients éligibles est donc une mesure importante à mettre
en œuvre pour la réforme du secteur électrique.
Au niveau du transport et de la distribution : Le réseau de transport et de
distribution est un monopole naturel et de ce fait, sa libéralisation ne saurait prendre la
même forme que celle de la demande et de l’offre. Dans le cadre d’un marché
libéralisé, il est important d’assurer une indépendance de la gestion du réseau de
transport et de distribution par rapport aux producteurs. C’est la raison pour laquelle la
réforme du secteur électrique s’accompagne toujours de la séparation des activités de
l’opérateur historique.
60
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
En Algérie cette séparation est déjà mise en œuvre à travers la création du GRTE,
séparée juridiquement de l’opérateur historique, bien que faisant partie du même
groupe que le producteur historique (SPE). Cette séparation permet de mettre en
œuvre avec le moins d’ambiguïté possible le principe central de liberté d’accès aux
réseaux. La création d’un régulateur (CREG) indépendant des opérateurs du secteur
représente une garantie essentielle à la mise en œuvre de ce principe, qui est
fondamental pour la libéralisation du secteur électrique.
Au Maroc et en Tunisie, le réseau de transport et de distribution reste encore intégré à
la production dans le cadre de l’opérateur historique. Cette caractéristique peut
constituer un obstacle à l’émergence d’un marché concurrentiel. Afin d’encourager
l’émergence d’un tel marché, le secteur électrique de ces deux pays devrait favoriser la
séparation des activités de l’opérateur historique et la création d’un gestionnaire de
réseaux indépendant de tout producteur d’électricité. Il est vrai que tant au Maroc
qu’en Tunisie, au sein de l’opérateur historique, il existe une large séparation des
activités au plan technique et de la planification. De plus, des efforts importants ont
été et sont encore déployés pour identifier le prix de revient de chacune des activités à
travers notamment l’introduction de la comptabilité analytique et la mise en place
d’une organisation par produits. Il n’en demeure pas moins que la séparation juridique
semble être la plus appropriée pour établir des règles du jeu transparentes et sans
ambiguïté.
Comme mentionné dans le présent rapport (section 2.2.5), il existe une grande
diversité de prix d’accès aux réseaux de transport dans les pays de l’UE. Par exemple,
pour une puissance de 50 MW et une énergie de 255 GWh/an, entre le tarif le plus
élevé et le tarif le plus faible, il existe un facteur d’environ 5,7. Ces mêmes données
montrent également qu’il existe un large éventail dans la définition du tarif binôme
puisque le terme puissance du prix d’accès au réseau varie de 0% (Bulgarie, Finlande,
Hongrie, …) à 90% (Allemagne).
De cette diversité, on peut tirer au moins deux enseignements :
En premier lieu, l’existence de différences dans le prix d’accès aux réseaux n’a
pas constitué un obstacle majeur pour le développement des échanges
d’électricité entre les pays de l’UE.
Le second enseignement est que l’harmonisation des méthodologies de
tarification ne constitue pas une uniformisation, ni une homogénéisation des
tarifs. Chaque secteur électrique continue à présenter des caractères spécifiques
liés à son histoire et à la culture de ceux qui le dirigent ou en sont les clients.
Les méthodes de tarification du transport de l’électricité se réfèrent donc en premier
lieu à la situation du secteur électrique considéré, avec deux questions fondamentales
Les activités du secteur électrique sont-elles intégrées ou séparées
Si elles sont séparées, l’activité de transport s’accompagne t-elle d’un libre accès
aux réseaux
61
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Les différences entre les méthodes de calcul des coûts intervenant dans l’élaboration
des tarifs sont de moindre importance, puisque une grande variété de coûts semble
prévaloir dans l’Union Européenne, sans constituer d’obstacle majeur à l’objectif
réellement poursuivi par la question d’harmonisation des tarifs, à savoir : faciliter les
échanges commerciaux au sein d’un marché concurrentiel.
La séparation du monopole naturel du transport des autres activités du secteur est
l’alternative la plus utilisée pour l’identification des caractéristiques de cette activité.
La séparation juridique et financière du transport est exigée par la Directive
européenne, mais n’est pas à elle seule une condition suffisante pour la création d’un
marché de l’électricité. Cette séparation permet entre autres d’éviter le phénomène
des subventions croisées qui peut être à l’origine d’une distorsion de la concurrence
entre le producteur historique et les autres producteurs.
La séparation des activités doit en outre permettre la rencontre entre l’offre et la
demande d’électricité à travers le monopole naturel du réseau. C’est ce que permet
l’accès de tiers au réseau qui assure la mise en concurrence nécessaire à la création
d’un marché, ce qui implique la suppression de l’acheteur unique. Cette
libéralisation n’a toutefois pas d’impact particulier sur le calcul des coûts. Au regard
de l’expérience des pays de l’UE, il semble que l’existence de tarifs d’accès aux
réseaux différents d’un pays à l’autre n’a pas constitué un frein significatif au
développement des échanges d’électricité. On peut penser cependant qu’une
harmonisation des méthodologies de tarification de l’accès aux réseaux de transport
ne peut être que favorable au développement des échanges.
5.2 Comparaison des méthodologies de tarification
Compte tenu de ce qui précède, la question de l’harmonisation des méthodologies
renvoie à la situation du secteur électrique, avant même de se référer au mode
opératoire de calcul du tarif du pays. Ce dernier a-t-il séparé les activités de
production, transport et distribution, ou bien ces activités restent-elle intégrées
a) Lorsque les activités sont séparées, donc quand le transport de l’électricité est une
activité ayant un statut indépendant, la méthodologie tarifaire de l’activité peut se
comparer à celle de l’Union Européenne où la libéralisation du marché et le libre
accès des tiers au réseau sont la règle ;
b) Lorsque la production et le transport (avec la distribution) sont des activités
intégrées, la méthodologie tarifaire consiste à formuler un tarif production plus
transport pour les clients haute tension, et un tarif production plus transport plus
distribution pour les clients moyenne et basse tension.
La méthodologie employée pour déterminer le coût du transport peut très bien être
en harmonie avec celle de l’activité séparée. En fait, du point de vue pratique, elle
l’est dans une grande mesure. Le problème c’est que ce coût n’apparaît pas en tant
que tel, ni en tant que tarif, puisque seul le tarif production + transport est publié.
La compagnie d’électricité procède bien au calcul d’un coût du transport, mais ce
dernier est ajouté à celui de la production avant toute publication. Le calcul du
coût du transport reste dans les dossiers d’étude de la compagnie, où il n’est plus
accessible suite aux diverses manipulations ou hausses de tarif ayant lieu
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ultérieurement, ni à la compagnie elle-même, ni et encore moins à une personne
extérieure à la compagnie.
Dans ce dernier cas de la compagnie intégrée, on ne peut comparer la tarification
du transport à celle de l’Union Européenne, et les méthodologies ne seront
harmonisables qu’après la séparation des activités de production et de transport.
En d’autres termes, on ne peut harmoniser des méthodologies du tarif du transport
dans le cas où ce tarif n’existe pas en tant que tel.
Le tableau ci-après compare et résume les situations rencontrées dans l’UE et dans
les trois pays concernés, en fonction de la structure de leur secteur électrique, où
les activités de Production (P), Transport (T) et distribution (D) peuvent être
séparées ou intégrées :
Marché ou Pays
Structure du
secteur
électrique,
P, T, et D
Système de
tarification du
transport
Système de
tarification de la
distribution
Union
Européenne
Activités séparées
Activités intégrées
Tarif du transport
séparé
Tarif agrégé P + T
Tarif de la distribution
séparé
Tarif agrégé P + T + D
Algérie
Activités séparées
Activités intégrées
Tarif du transport
séparé
Tarif agrégé P + T
Tarif de la distribution
séparé
Tarif agrégé P + T + D
Maroc Activités intégrées Tarif agrégé P + T Tarif agrégé P + T + D
Tunisie Activités intégrées Tarif agrégé P + T Tarif agrégé P + T + D
Du point de vue institutionnel, les situations de l’Union Européenne et de l’Algérie
apparaissent comme étant assez voisines, puisque un double système de
tarification est en vigueur :
Tarif séparé du transport pour les clients éligibles alimentés en haute
tension ou en moyenne tension ;
Tarif ajoutant les coûts des différentes activités P + T et P + T + D pour
les clients captifs.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Les deux systèmes coexistent, mais en Algérie seul le deuxième est utilisé en
pratique, puisque les clients reconnus comme éligibles (article 3 du décret n° 07-
310) n’ont pas encore demandé à faire jouer cette éligibilité. En conséquence, et
même si les réseaux de transport et distribution sont accessibles aux tiers éligibles,
c’est l’ancien système du secteur électrique intégré qui continue à s’appliquer à
l’ensemble de la clientèle algérienne, éligible ou non, en ce qui concerne leur
tarification.
Cette situation est prévue par le décret n° 05-182, dont l’article 41 stipule que les
structures actuelles des tarifs de l’électricité, c'est-à-dire du système intégré sont
reconduites, en attendant la mise en place du marché concurrentiel de l’électricité.
c) En résumé, les comparaisons font apparaître les convergences et divergences
suivantes :
Les systèmes tarifaires de l’Algérie et de l’Union Européenne sont déjà
harmonisés, même si dans le cas de l’Algérie la tarification en usage reste
en pratique basée sur l’intégration des activités. Mais la mise en
application effective des textes en vigueur instituant l’accès de tiers au
réseau de transport n’est qu’une question de temps en Algérie. Et
pareillement dans l’UE, même si tous les clients sont éligibles, seule une
fraction d’entre eux l’a faite jouer aux niveaux haute et moyenne tension,
et en général très peu ou extrêmement peu au niveau basse tension.
Les activités et les systèmes tarifaires du Maroc et de la Tunisie restent
intégrés pour le moment. L’harmonisation des méthodologies de
tarification avec l’UE concernera dans un premier temps que l’aspect
opérationnel. En fonction de l’évolution de la stratégie électrique de ces
deux pays, l’harmonisation pourra englober également le volet
institutionnel.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Le tableau ci-dessous résume les diverses situations rencontrées :
Structure du secteur
électrique
Type de tarif
Méthodologie du tarif
de transport
1) Marché libéralisé et
clients éligibles
Cas des activités
séparées de l’UE et de
l’Algérie
2) Activités intégrées de
l’UE, de l’Algérie, du
Maroc et de la Tunisie
Tarif du transport T, ou tarif
d’accès au réseau (accès de
tiers au réseau)
Tarif agrégé production et
transport P + T
(pas d’accès de tiers au
réseau)
Le coût du transport est
déterminé par la formule du
coût incrémental, et ajouté
au coût de la production
(voir section 2.1.2)
Tarif monôme ou binôme,
représentant le prix de
revient de l’activité
transport
(voir section 2.2.4)
Pas de tarif du transport,
harmonisation sans objet
d) Le calcul du tarif du transport dans un marché électrique libéralisé
On a vu ci-dessus (section 2.2) que la plus grande variété des structures et niveaux
tarifaires coexistent dans l’UE, sans constituer d’obstacle particulier à l’échange
d’électricité entre ses Etats membres.
Ce qui revient à dire, une fois de plus, que c’est en fait la question de la
libéralisation des secteurs électriques qui reste à la base de l’harmonisation des
méthodologies tarifaires.
5.3 Les principes opératoires d’une méthodologie tarifaire harmonisée
L’harmonisation est en réalité le résultat de la mise en vigueur de la Directive
européenne, instituant la séparation des activités, le libre accès de tiers au réseau et la
mise en place d’un régulateur garantissant cette liberté d’accès.
Au plan législatif et réglementaire, l’Algérie a déjà fait une grande partie du chemin
pour s’harmoniser avec l’Union européenne, une harmonisation complète pouvant se
faire à tout moment dès que les mesures adéquates seront prises à l’effet d’encourager
l’installation sur une échelle de producteurs indépendants.
Le Maroc et la Tunisie se préparent, à leur rythme et suivant leur propre approche, à la
réforme du secteur électrique qui parachèvera la libéralisation déjà suffisamment
entamée de la production. Au Maroc, l’autorisation de la participation des acteurs
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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privés dans la production de l’électricité à travers une convention entre l’ONE et
l’acteur privé avec garantie d’achat a été mise en place.
Mais contrairement à la Directive européenne, il se peut que l’éligibilité de leur
clientèle électrique soit d’abord restreinte, comme en Algérie, à la clientèle raccordée
en haute et moyenne tension, ce qui constitue une harmonisation déjà largement
suffisante pour assurer la liberté des échanges commerciaux entre l’UE et les trois
pays, et donc aussi entre les trois pays eux-mêmes.
L’optique opératoire se réfère à la détermination des principes et méthodes de calcul
des tarifs d’accès aux réseaux de transport. Nous résumons ci-dessous des éléments
essentiels qui constituent la base communément acceptée pour une méthodologie
harmonisée de détermination du tarif d’utilisation du réseau de transport de
l’électricité :
Le revenu requis : Le tarif d’utilisation du réseau de transport doit permettre
au gestionnaire de récupérer tous les coûts induits par le réseau et d’obtenir
une rentabilité du capital engagé selon un taux prédéterminé. La somme de ces
constituants permet de définir la notion de revenus requis. Le détail de ces
coûts et de la détermination de la rentabilité du capital est donné à la section
1.5.
De ce fait, la séparation des activités apparaît comme étant une solution
appropriée pour une détermination la plus précise possible de ces coûts, ceci
pour au moins deux raisons :
• Dans une optique de management, la séparation des activités permet
une meilleure identification des centres de coûts et donc une
meilleure maîtrise de leur gestion ;
• La séparation des activités permet surtout d’écarter le risque de
subventions croisées entre activités administrées ou régulées
(utilisation du réseau) et activités en concurrence (production).
Comme c’est le cas en UE, la séparation de l’activité transport permet une
meilleure identification du coût de cette activité. Ce changement institutionnel
a notamment permis de montrer que le coût du transport comprend des
éléments tels que le coût des réserves, le coût des services de système, le coût
des pertes d’énergie, le coût des congestions, …
La séparation des activités (production et transport) apparaît dès lors comme
étant un élément favorable à la promotion d’un marché concurrentiel.
Le principe du timbre Ŕ poste : A quelques rares exceptions près, les pays
d’Europe ont adopté le principe de la tarification du type timbre poste, c’est-àdire
d’un tarif indépendant de la distance entre le fournisseur et le client.
Coût total versus coût marginal : La séparation des activités s’accompagne
d’une modification du calcul du tarif :
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
tarif au coût marginal (coût moyen incrémental de long terme) pour le
système intégré, suivi par un réajustement financier pour assurer
l’équilibre financier de l’opérateur ;
tarif basé sur le coût total prévisionnel pour le système d’activités
séparées.
Cette modification n’entraine d’ailleurs pas de changement majeur dans le
calcul du tarif, puisque en définitive c’est l’approche financière qui est
privilégiée dans les deux cas. La vraie modification vient du fait que dans le
système intégré, l’ajustement financier est réalisé sur le prix moyen des trois
activités (production, transport et distribution), alors que, si le transport est
séparé, il fait l’objet d’une étude financière autonome séparée des autres
activités de production et de distribution.
Différenciation selon le niveau de tension : De façon ultime, le réseau de
transport est utilisé par des consommateurs de tout niveau de tension (BT, MT
et HT). Il en résulte que le tarif d’accès devrait prévoir un tarif par niveau de
tension.
Dépendance au temps du tarif d’utilisation du réseau de transport :
L’introduction de la dépendance au temps (heure de pointe / heures creuses,
hiver / été) du tarif d’utilisation du réseau entre dans le cadre de la politique
énergétique encourageant les consommateurs à déplacer leur consommation
vers des périodes de faible demande.
Cette dépendance au temps (service du transport plus cher en pointe) est
justifiée également par la dépendance effective au temps des coûts du transport
(situations critiques pour la sécurité du système, taux de pertes, …).
Structure binomiale du tarif d’utilisation du réseau de transport : La
formule générale donnant le tarif de l’énergie soutirée, avec prix d’énergie et
un prix de la puissance, est donnée en annexe F du présent rapport.
Le coût total d’un réseau de transport et de distribution de l’électricité est lié à
deux principaux facteurs. Le premier facteur est le dimensionnement des
installations, lequel dépend principalement de son étendue géographique et de
sa capacité de transport aux heures de pointe. Etant donné l’horizon temporel
du tarif (autour de deux années), ce facteur induit un coût fixe du réseau. Pour
la tarification, étant donné le principe du « timbre poste », ce coût fixe est à
rapporter à la capacité de pointe du réseau. Le deuxième facteur du coût total
est représenté par les pertes en réseau qui, compensées financièrement, sont
fonction de l’énergie transitée. Les pertes en réseau sont donc des coûts
variables rapportés à l’énergie.
La structure binomiale du coût total du gestionnaire du réseau est une
justification suffisante de la structure binomiale du tarif qui comprend de ce
fait un premier terme basé sur la puissance et un second terme basé sur
l’énergie. Le choix de la répartition puissance / énergie joue également un rôle
important pour certains utilisateurs. Par exemple, pour un client ayant une
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
courte durée d’utilisation du réseau, un terme élevé de puissance impliquera un
coût de kWh très élevé. Cet exemple montre pourquoi la répartition puissance /
énergie du tarif peut s’écarter de celle des coûts du réseau.
L’étude des systèmes de tarification des trois pays concernés montre que :
En Algérie, il existe un tarif d’utilisation du réseau du transport. Ce tarif est
publié et s’applique à tout client éligible. La méthodologie de calcul de ce tarif
telle qu’elle est établi par la règlementation (décret n° 05-182 du 18 mai 2005)
est très proche des méthodologies appliquées dans les pays de l’UE. La
détermination pratique du tarif d’accès au réseau de transport reste encore à
être conforme à la règlementation en vigueur, puisqu’à l’heure actuelle seul est
prévu un prix unique basé sur l’énergie transportée.
Au Maroc et en Tunisie, il n’existe pas de façon explicite de tarif d’utilisation
du réseau de transport. Le coût du transport est inclus dans le tarif intégré de
l’électricité et n’apparaît pas en tant que tel. La création d’un marché de
l’électricité (cf. objectifs énoncés par les termes de référence) nécessite la mise
en place d’un accès libre au réseau du transport, d’autant plus qu’au Maroc et
en Tunisie, il existe déjà des IPP qui sont à l’origine d’une part importante de
la production. Dans une première phase, ces deux pays peuvent se limiter à un
tarif du transport appliqué par l’opérateur historique déterminé selon les
principes opératoires décrits plus haut. Mais, la séparation des activités
demeure la méthodologie retenue par l’ensemble des pays ayant la volonté de
libéralisation du secteur électrique.
La séparation de l’activité du transport de celle de la production et le libre accès au
réseau semblent être deux conditions préalables à l’établissement d’un marché
maghrébin de l’électricité intégrable à celui de l’Union Européenne. Le gestionnaire
du réseau de transport de chaque pays, devenu indépendant du producteur d’électricité,
aura pour objectif principal la libre circulation de l’électricité quel qu’en soit le
producteur ou le fournisseur. Dans le cadre de ce libre accès au réseau il sera astreint à
une méthodologie de tarification où le tarif du transport sera séparé du tarif de la
production, ce qui n’est pas le cas lorsque la méthodologie tarifaire ajoute le coût de la
production à celui du transport.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
VI.
SYNTHESE : REVUE DES CONCEPTS
L’intégration des marchés de l’électricité de l’Union Européenne et du Maghreb sera
progressive, et se fera suivant des modalités spécifiques à chacun des trois pays.
L’indépendance du réseau de transport tant par rapport à l’offre que par rapport à la
demande est une condition importante pour l’émergence d’un marché de l’électricité.
Mais, d’ores et déjà une harmonisation des tarifs sur la base de la libéralisation en
vigueur dans l’Union européenne devrait être envisagée, et c’est l’objet de ce chapitre
de fournir des indications pratiques sur la méthode de calcul de tarifs harmonisés.
Dans ce but, les points suivants sont abordés successivement, afin de répondre aux
questions que se posent les organes chargés de la tarification des secteurs électriques
des trois pays :
Les tarifs à harmoniser
Particularités du tarif du transport
L’identification de l’activité transport
Les données à collecter pour l’étude tarifaire
La préparation du Business Plan
Les étapes et la méthode de calcul des tarifs
Les révisions tarifaires
6.1 Les tarifs à harmoniser
Comme déjà mentionné ci-dessus, c’est l’activité transport d’électricité qui permet la
formation d’un marché électrique, par la confrontation de l’offre et de la demande.
C’est aussi les liaisons à haute tension connectant les trois pays entre eux et avec
l’Union Européenne qui seront le vecteur d’intégration entre les marchés.
C’est donc bien l’activité transport qui est visée dans l’harmonisation tarifaire au titre
de l’action 05, d’autant plus que ce sont d’abord les clients raccordés en haute tension,
clients finals ou clients intermédiaires (distributeurs), qui sont concernés par des
achats directs à des producteurs ou à des fournisseurs. On peut à cet égard rappeler que
la Tunisie est déjà en train de préparer un tarif de transport pour une catégorie
particulière de clientèle (section 6.9), ce qui souligne tout l’intérêt de se préoccuper
sans tarder des questions relatives à l’harmonisation des méthodologies tarifaires. Une
réflexion semblable est aussi en cours au Maroc.
Dans une seconde étape, les clients moyenne et basse tension pourraient devenir à leur
tour concernés par des achats directs à des fournisseurs. La tarification de l’activité
distribution serait alors à l’ordre du jour. Mais comme la tarification du transport sera
alors déjà bien connue des tarificateurs, il leur suffira d’appliquer la même
méthodologie pour la distribution, puisque les principes tarifaires sont les mêmes pour
les deux activités. La distribution a cependant la particularité d’avoir des coûts de la
gestion clientèle bien plus élevés que pour le transport. Le traitement de ces coûts
nécessitera en temps utile une approche spécifique. A titre d’exemple, on peut dans ce
cas prévoir une tarification trinôme avec un premier terme représentant un montant
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
constant pour les coûts de gestion clientèle, un second terme fixe par puissance
souscrite (ou appelée) et un troisième terme proportionnel à l’énergie transportée.
En résumé, et comme pour l’ensemble de ce rapport, la méthodologie harmonisée dont
on parle ici est la méthodologie de l’activité transport, qui prend aussi le nom de tarif
d’accès des tiers aux réseaux.
6.2 Particularités du tarif du transport
Rappelons que la réforme du secteur électrique vise notamment à introduire les
mécanismes du marché concurrentiel dans la production de l’électricité. Cet objectif
implique que le réseau du transport doit avoir le même traitement pour tous les
producteurs, y compris la compagnie d’électricité historique. Il en résulte que le tarif
du transport est à déterminer de façon à supprimer les possibilités de subventions
croisées entre les activités transport et de distribution d’une part et l’activité de
production d’autre part. Pour atteindre cet objectif, l’identification la plus fine possible
de l’activité transport devient nécessaire.
Lorsque l’activité transport devient bien identifiée en tant que telle, elle induit, au
niveau financier, des coûts spécifiques que des revenus également spécifiques à
l’activité doivent contrebalancer. Cette mécanique tarifaire est définie ci-dessus
(section 1.5) suivant la formule générale :
Tarif
Coût total
Marge
Comme conséquence à la nécessaire distinction (séparation) entre le transport et la
production, la marge doit toujours être positive, car l’activité transport doit être
financièrement viable. Cette formule signifie que la méthodologie tarifaire doit
s’intéresser aux deux composantes du tarif :
a) Le coût de l’activité, qui fait appel à une approche déjà mise en œuvre dans
le cas où les activités sont intégrées, avec toujours la différence qu’ici le
coût du transport devient un tarif, alors que dans le cas d’activités intégrés,
le coût du transport est ajouté à celui de la production, sans faire l’objet de
publication.
b) Le calcul d’une marge pour l’activité transport est l’une des nouveautés de
la méthodologie tarifaire. En effet, pour l’établissement des tarifs
réglementés traditionnels, les préoccupations des autorités de tutelle de
l’Etat sont plus de l’ordre du service public que de l’ordre financier. La
situation change complètement quand l’activité transport devient une
activité plus ou moins autonome devant dégager une rentabilité du capital
suffisante. Dans ce cadre, les méthodologies du Coût Moyen Pondéré du
Capital –CMPC– et du Modèle d’Evaluation des Actifs Financiers –
MEDAF– pour la détermination de la marge sont les méthodologies les
plus répandues, tel qu’il ressort des recommandations de la Commission
Européenne (Recommandation 2005/698/EC) et du Groupement des
Régulateurs Européens. Les méthodologies du CMPC et du MEDAF sont
détaillées en annexe E.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
6.3 L’identification de l’activité transport
a) La séparation des activités.
Différents degrés de séparation sont envisageables :
La séparation technique a toujours existé (voir section 2.1), avec des
Divisions ou Départements qui se consacrent, dans les compagnies
intégrées, à chacune des activités production, transport et distribution.
La séparation comptable est en voie d’achèvement au Maroc et en Tunisie.
Elle constitue une étape indispensable pour identifier les coûts de chaque
activité, en obligeant ainsi les gestionnaires à identifier les frontières entre
les activités et les actifs leur revenant. La comptabilité analytique
traditionnelle est cependant insuffisante pour la détermination complète du
coût du transport. En effet, la séparation des activités a montré que le coût
du transport ne se résume pas seulement aux coûts des infrastructures et
aux coûts d’exploitation. Le coût du transport intègre également d’autres
types de charges : coût de l’énergie de compensation des pertes d’énergie,
coûts des réserves, coût du dispositif de Responsable d’Equilibre, coût des
congestions nationales.
Ainsi, dans un cadre de séparation comptable des activités de transport et
de production, il y a lieu d’apporter les modifications nécessaires à la
comptabilité analytique afin d’intégrer dans le coût du transport tous les
coûts liés directement ou indirectement au transport.
La séparation juridique est l’étape suivante de la séparation, et la seule à
garantir la transparence et la fiabilité de l’information. Le secteur privé l’a
depuis longtemps mis en place, par exemple par la filialisation des activités
des grands conglomérats, afin d’identifier clairement les centres de coûts et
de profits, et aussi les responsabilités et l’efficacité des dirigeants des
filiales.
Dans le secteur électrique cette séparation juridique des activités
s’accompagne ou non de liberté d’accès aux réseaux donné à des tiers.
La séparation juridique complète, avec instauration de l’accès des tiers au
réseau de transport et libéralisation de la production, est l’étape ultime de la
séparation des activités.
Pour la détermination d’un tarif de l’activité transport, la séparation
comptable peut être suffisante, avec identification adéquate des actifs
régulés de l’activité transport, et du coût de l’activité.
71
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
b) Le niveau de tension
Dans la mesure où des clients sont raccordés à plusieurs niveaux de
tension, il convient d’identifier les coûts relatifs à chacun d’eux, avec un
degré supplémentaire de séparation, à l’intérieur même de l’activité
transport. Les opérateurs des niveaux inférieurs de tension calculent leurs
propres coûts en tenant compte des coûts de tous les niveaux supérieurs de
tension.
6.4 Les données à collecter pour le calcul des tarifs
La collecte des données est une étape pratique très importante pour la détermination
du tarif de l’activité transport. Les données sont relatives à la fois au passé
(statistiques) et au futur (prévisions). Les données futures sont les données d’entrée ou
de résultats du Business Plan de l’activité transport (voir ci-dessous).
a) Données statistiques.
Les données sont de deux types : techniques d’une part, économiques et
financières d’autre part.
Données techniques : Ces données concernant la situation du réseau de
transport, avec les caractéristiques des installations, et les flux transportés,
énergie et puissance, à la pointe et par postes horaires définis par l’appel
aux moyens de production, pertes en réseaux, coût de la production pour la
valorisation des pertes en réseaux.
Données économiques et financières
Immobilisations existantes et amortissements
Frais de personnel et autres charges.
Comptes de l’activité déduits de la séparation comptable du transport par
rapport à la production et à la distribution.
b) Données prévisionnelles, sur un horizon d’au moins cinq ans.
Données techniques.
Demande finale et demande au niveau du réseau de transport, puissance et
énergie, pertes.
Plan d’expansion du réseau de transport, en fonction de l’implantation des
centrales nouvelles nécessaires pour satisfaire l’accroissement de la
demande.
Coût et date de mise en œuvre des nouveaux investissements.
72
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Données financières
Les données financières à recueillir sont :
Les données financières relatives au plan d’investissement du réseau
Les données financières relatives à l’exploitation aux charges
prévisionnelles du réseau (matières et fournitures, charges de personnel,
amortissement, impôts et taxes, charges financières, …)
Les revenus attendus pour une structure tarifaire donnée.
Les données de sortie sont représentées par le Business Plan qui permet de
s’assurer que le niveau et la structure des tarifs sont cohérents.
Une liste plus détaillée de ces données se trouve à l’annexe G de ce rapport.
6.5 La préparation du Business Plan de l’activité transport de l’électricité
La préparation du Business Plan est une étape centrale pour l’étude tarifaire de
l’activité transport de l’électricité. L’étude tarifaire se compose de deux parties :
La première partie vise à estimer les coûts totaux futurs de cette
activité. Les éléments constitutifs de ces coûts sont détaillés dans la
section 1.5.
La seconde partie vise à déterminer le mode d’affectation de ces coûts
aux différents usagers du réseau. Ces usagers ont des caractéristiques
différentes et donc contribuent de façon différente au coût total de
l’activité transport. Ces caractéristiques sont essentiellement : la
participation à la pointe du réseau, le flux d’énergie induit, la durée
d’utilisation, le niveau de tension, …
Le Business Plan est de ce fait l’outil indispensable permettant de s’assurer de la
cohérence de ces deux parties.
Le Business Plan est une projection du gestionnaire du réseau de transport dans
l'avenir et découle de la vision des principaux décideurs quant à son positionnement
dans son secteur d'activité. Le Business Plan est donc un plan de développement du
gestionnaire du réseau de transport qui intègre plusieurs paramètres dont les plus
importants sont :
Les forces et les faiblesses du gestionnaire du réseau de transport :
L'analyse de ces éléments est une étape essentielle du processus visant à
déterminer un Business Plan.
Les opportunités de développement
Et les contraintes de l'environnement (par exemple, contraintes légales de
service public, …)
73
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
La préparation d'un Business Plan comprend plusieurs étapes :
La planification stratégique (objectifs)
Traduction technique
Traduction comptable et financière
Le schéma suivant que nous intitulons « boucle tarifaire » visualise bien l’interaction
existant entre ces deux parties :
QUANTITES DE
FACTEURS DE
PRODUCTION /
Personnel
Capital, etc.
PRIX
UNITAIRE
p
1
p
p
2
3
VALEURS
COUTS
D’EXPLOITATON
OPEX* + CAPEX*
+ Autres
QUANTITES
VENDUES
Energie : kWh
Puissance : MW
Gestion : abonné
STRUCTURE
DU TARIF
t
t
t
1
2
3
RECETTES
ESPEREES
OU REVENU
REQUIS
NIVEAU DU TARIF
CAPEX : Capital Expenditures.
OPEX : Operational Expenditures.
L’annexe D expose avec plus de détails la méthodologie de préparation du Business
Plan.
6.6 Les étapes et la méthode du calcul du tarif
Les étapes décrites ci-dessous ne constituent pas une démarche linéaire. C’est plutôt
une démarche itérative qui prend comme cadre le Business Plan.
d) Première étape : Détermination du revenu requis de l’activité du transport
Durant cette étape, le gestionnaire du réseau de transport détermine le revenu requis
par la formule : Tarif Coût total
Marge .
Dans le système intégré verticalement, le coût du transport est une composante du tarif
de l’électricité puisque ce tarif représente la somme : coût de production + coût du
transport + coût de distribution. Ceci signifie que la détermination du tarif de l’activité
transport, qui est une approche nouvelle, est déjà ancrée dans la méthodologie tarifaire
existante. Ce n’est que dans le cas où la dernière étude touchant au transport est très
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ancienne que la tarification de l’activité transport devrait s’abstraire complètement du
système tarifaire existant.
Pour établir le tarif du transport, il faut identifier tous les coûts inhérents à l’activité du
transport, à savoir :
Les coûts attribués de façon traditionnelle à l’activité transport : coût des
infrastructures, coûts de la maintenance et de l’exploitation, … ;
Les coûts nouvellement attribués à l’activité de transport : Coûts des pertes
d’énergie, coûts des services de système (constitution des réserves et divers
mécanismes de réglage), coûts des congestions, coûts de gestion des
contrats, …
Le coût du financement calculé par utilisation du coût moyen pondéré du
capital.
e) Deuxième étape : Détermination du niveau du tarif
Lorsque le réseau du transport est constitué de plusieurs niveaux de tension et si les
clients sont raccordés à plusieurs niveaux de tension, il faut déterminer un tarif pour
chaque niveau de tension. Pour cela, il faut au préalable décomposer le coût total en
coût sous total par niveau de tension. Le recours à la comptabilité analytique permet
d’avoir un degré supplémentaire de séparation, à l’intérieur même de l’activité
transport. Pour chaque niveau de tension, les opérateurs calculent leurs propres coûts
en tenant compte des coûts de tous les niveaux supérieurs de tension.
Pour chaque niveau de tension, le niveau du tarif est donné par la formule :
Niveau de Tarif
Coût total
Marge
Energie Transportée
Ce tarif est exprimé en unité monétaire par kWh.
f) Troisième étape : Détermination de la structure du tarif
La structure du tarif du transport de l’électricité est établie en fonction des principes
suivants :
Tarification selon le principe du timbre-poste : Ce principe de tarification,
déjà en pratique dans le système intégré est celui utilisé dans les pays
d’Europe, à quelques rares exceptions près. Selon ce principe, le tarif du
transport dans un réseau donné est indépendant de la distance entre le
fournisseur et le client. L’alternative de la tarification en fonction de la
distance n’est très souvent pas retenue car, étant donné le mode de
fonctionnement du secteur de l'électricité, aucun "chemin" ne peut être
défini de façon univoque entre un producteur et un consommateur. De
même, on ne peut déterminer un tarif d'utilisation du système pour un
chemin fictif à partir des transactions entre les acteurs du marché. Les
seules données pertinentes sont les quantités d'énergie réellement injectées
et soutirées à chaque point de connexion.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Tarification binomiale : Selon ce principe, la formule générale du tarif est
basée sur deux termes : un terme pour l’énergie soutirée, avec prix
d’énergie et un terme pour la puissance. Une analyse détaillée de ce
principe de tarification est donnée en annexe F du présent rapport.
L’établissement de la structure du tarif est le résultat de l’analyse du coût
total de l’activité transport. Le coût total d’un réseau de transport et de
distribution de l’électricité est lié à deux principaux facteurs. Le premier
facteur est le dimensionnement des installations, lequel dépend
principalement de son étendue géographique et de sa capacité de transport
aux heures de pointe. Etant donné l’horizon temporel du tarif (autour de
deux années), ce facteur induit un coût fixe du réseau. Pour la tarification,
étant donné le principe du « timbre poste », ce coût fixe est à rapporter à la
capacité de pointe du réseau. Le deuxième facteur du coût total est
représenté par les pertes en réseau qui, compensées financièrement, sont
fonction de l’énergie transitée. Les pertes en réseau sont donc des coûts
variables rapportés à l’énergie.
La structure binomiale du coût total du gestionnaire du réseau est une
justification suffisante de la structure binomiale du tarif qui comprend de
ce fait un premier terme basé sur la puissance et un second terme basé sur
l’énergie. Le choix de la répartition puissance / énergie joue également un
rôle important pour certains utilisateurs. Par exemple, pour un client ayant
une courte durée d’utilisation du réseau, un terme élevé de puissance
impliquera un coût de kWh très élevé. Cet exemple montre pourquoi la
répartition puissance / énergie du tarif peut s’écarter de celle des coûts du
réseau.
Tarif différencié selon la période d’utilisation (heures de pointe / heures
creuses, hiver / été) du réseau. La différenciation du tarif selon la période
d’utilisation permet d’une part de mettre en œuvre la politique énergétique
encourageant les clients à déplacer leur consommation vers des périodes de
faible demande et d’autre part à tenir compte de la dépendance au temps
des coûts du transport (situations critiques pour la sécurité du système, taux
de pertes, …).
g) Exemple méthodologique
Un exemple méthodologique de calcul d’un tarif du transport de l’électricité est
fourni en annexe F, pour le cas de l’Algérie. Le résultat de ce calcul est ensuite
comparé au tarif du transport de la Commission de Régulation de l’Energie en
France pour un type particulier de client Haute Tension.
On obtient les formulations suivantes :
Pour l’Algérie :
M
1
5,92
P 0, 0034
E
Pour la CRE :
M
1
3,86
P 0, 0061
E
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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Avec les notations ci-après :
M : Montant de la facture en euros (par an).
P : Puissance souscrite en kW.
E : Energie transportée en kWh.
h) Commentaires sur les tarifs de transport dans l’Union Européenne
Comme exposé à la section 2.2.5, une grande variété de niveaux et de structures du
tarif du transport se rencontrent à travers les Etats de l’Union Européenne. Cette
grande diversité ne constitue pas un frein aux échanges commerciaux d’énergie.
La structure-type du tarif qui soit conforme à la structure des coûts, serait du type
90% de charges fixes (puissance) et 10% de prix proportionnel (énergie).
Cependant, comme expliqué dans l’annexe F, ce type de formulation pénalise les
clients ayant une courte utilisation. Le tableau de la section 3.3 de l’annexe F
montre bien que pour une puissance appelée et un tarif binôme donnés, le coût
moyen du kWh transporté diminue avec la durée d’utilisation. Ce même tableau
montre également que lorsque la partie fixe du tarif binôme est élevée, les clients à
courte utilisation paient un prix au kWh transporté nettement plus élevé que pour
un client à longue utilisation. Pour réduire la disparité du prix du transport au
kWh, on définit un tarif binôme par type de clientèle (typologie selon la durée
d’utilisation) en arbitrant entre la proportion de la partie fixe (terme puissance) et
celle de la partie proportionnelle (terme énergie).
C’est pourquoi, à côté de l’Allemagne qui respecte cette structure des coûts, on
trouve d’autres pays qui s’en affranchissent plus ou moins. Certains pays affectent
même entièrement le coût fixe du transport en coût proportionnel. C’est aussi
actuellement le cas de la formule tarifaire algérienne.
6.7 La révision tarifaire
L’activité transport devenant autonome, soit du point de vue comptable, soit aussi du
point de vue juridique, son équilibre financier et sa rentabilité deviennent des objectifs
à atteindre. Il y a donc nécessité à réviser périodiquement le tarif du transport en
fonction de l’évolution des coûts, due essentiellement à l’inflation et aux fluctuations
du prix des énergies primaires.
Deux types de révision tarifaire sont à envisager :
Etude tarifaire complète. Cette alternative est à retenir lorsque la structure
tarifaire en vigueur ne reflète plus la situation présente de l’activité, soit en
raison de l’ancienneté des tarifs, soit par suite de développements
importants de l’activité.
Révision selon l’approche du Price Cap. Cette approche permet de réviser
les tarifs en tenant compte de l’évolution générale des prix (l’inflation),
l’évolution des prix des ressources énergétiques primaires et des objectifs
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Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
d’efficacité pouvant être imposés par le régulateur ou la tutelle selon le cas.
L’annexe C présente en détail cette méthodologie qui est celle retenue
présentement par les autorités de régulation des différents secteurs
concernés (notamment le secteur électrique).
La section 1.3 expose les arguments ayant conduit les autorités de
régulation dans le monde à retenir la régulation par le Price Cap au
détriment de l’autre approche et qui est la régulation par le « Cost Plus » ou
ROR (Rate of Return). Rappelons que la régulation par le « Cost Plus » ou
ROR consiste pour le régulateur à fixer un plafond pour le taux de
rendement du capital engagé. A travers cette méthode de régulation,
l’opérateur dispose d’une grande latitude dans la détermination du prix
avec pour seule obligation de ne pas obtenir une rentabilité supérieure au
taux accordé par le régulateur. De façon assez rapide, les autorités de
régulation ont pris conscience que ce mode de régulation présente deux
inconvénients majeurs, à savoir :
L’opérateur n’a aucune incitation à réduire les coûts de production
puisque le régulateur lui permet de les incorporer dans le prix
régulé, d’où l’expression « Cost Plus » ;
L’opérateur est, d’un autre côté, incité à surinvestir et à choisir des
technologies hautement capitalistiques (effet Averch-Johnson),
puisque le profit est déterminé sur la base du capital investi.
La réaction des autorités de régulation a été d’abandonner la régulation par
le « Cost Plus » ou ROR pour adopter la régulation par le Price Cap.
La régulation par le Price Cap vise à déterminer, dans le cas de l’activité
transport de l’électricité, l'augmentation maximale des prix que le
régulateur autorise l'opérateur de ce monopole à appliquer aux tarifs. De
même, cette formule revient à requérir de l'opérateur la diminution des prix
réglementés afin de refléter l'accroissement de la productivité qu'un
opérateur efficient pourrait développer. Par rapport à la régulation par le
ROR, la régulation par le Price Cap a les avantages suivants :
Elle procure une incitation à une plus grande efficacité car il est de
l’intérêt de l’opérateur de réduire les coûts ;
Elle permet aux consommateurs de partager les gains de
productivité attendus avec l'opérateur.
78
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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
VII RECOMMANDATIONS ET MISE EN ŒUVRE
7.1 Situations comparées des trois pays.
Les trois pays du Maghreb connaissent des situations différentes dans le processus de
réforme du secteur électrique. Le schéma suivant est une illustration de cette situation :
Libéralisation
dans les faits
UE
Tunisie
Maroc
Algérie
Libéralisation
au niveau
institutionnel
Ce schéma est basé sur les caractéristiques qualitatives suivantes :
- En Algérie, d’importantes avancées sont réalisées au niveau du
contexte institutionnel dans le sens de la libéralisation. En particulier,
une méthodologie de tarification du transport est prévue et se trouve
être très proche de celle de l’UE et une séparation des activités est déjà
mise en œuvre. En pratique cependant, la production d’électricité hors
opérateur historique est peu développée et aucun client éligible n’a
encore fait jouer son option d’éligibilité.
- Au Maroc, une proportion importante de la production d’électricité
provient de producteurs privés (53% en 2008 – voir présentation Maroc
en annexe I). De plus, le régime de la concession existe dans la
distribution de l’électricité en faveur de délégataires privées ou de
régies communales pour environ 45% de l’électricité consommée à
l’échelle nationale. Relevons également que depuis l’année 1999,
l’ONE est devenu opérateur sur le marché Spot d’Espagne.
79
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Le réseau de transport demeure encore un monopole intégré à
l’opérateur historique -ONE- auquel sont liés les producteurs privés par
la formule de l’acheteur unique. Il n’existe de ce fait pas de tarif de
transport.
- En Tunisie, les producteurs privés contribuent pour une part importante
à la production de l’électricité. Les réseaux de transport et de
distribution demeurent entièrement au sein de l’opérateur historique -
STEG- auquel les opérateurs privés sont liés par la formule de
l’acheteur unique. Un tarif d’accès au réseau de transport MT-MT est
actuellement à l’étude à la STEG limité à l’autoconsommation des
producteurs indépendants.
Cette situation différenciée montre qu’il existe de grandes opportunités
d’échanges d’expériences entre les trois pays du Maghreb comme l’explicite le
tableau suivant :
Domaine
Réforme institutionnelle
Concession de la distribution
Promotion de la production de
l’électricité par le secteur privé
Opérations de la bourse de
l’électricité
Sens de l’échange d’expériences
Algérie Maroc et Tunisie
Maroc Algérie et Tunisie
Maroc et Tunisie Algérie
Maroc Algérie et Tunisie
L’établissement de ce tableau est basé sur les caractéristiques suivantes des
secteurs électriques des trois pays :
L’Algérie est bien avancée dans la mise en place du contexte
institutionnel de la réforme du secteur électrique. Elle pourrait de ce
fait constituer une référence pour le Maroc et la Tunisie.
Le Maroc dispose d’une expérience très intéressante dans le
domaine de la concession au secteur privé de la distribution de
l’électricité et de l’intervention dans la bourse de l’électricité
(l’ONE est opérateur sur le marché Spot d’Espagne depuis 1999).
L’Algérie et la Tunisie pourraient bénéficier de ces deux types
d’expertise.
Ayant pu développer de façon substantielle la production de
l’électricité par le secteur privé, le Maroc et la Tunisie pourraient
faire bénéficier l’Algérie de leur avancée en la matière.
7.2 Recommandations générales :
A. Même si la perspective de l’intégration n’est pas immédiate, les trois pays du Maghreb
devraient s’y préparer dès maintenant. L’Algérie a déjà fait une grande partie du
chemin au plan institutionnel. Le Maroc et la Tunisie s’y acheminent chacun à son
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
rythme et selon leurs propres modalités. L’harmonisation des méthodologies de
tarification est un élément important de cette intégration et les trois pays du
Maghreb doivent s’y préparer dès maintenant.
B. Dans ce but, la séparation des activités est un préalable nécessaire. Elle peut se
limiter dans un premier temps aux aspects techniques et comptables permettant
d’identifier l’activité transport comme si c’était une société à part entière.
C. Une base de données relative à l’activité ainsi circonscrite devra être établie. Elle
comprendra les données habituelles à toute étude tarifaire (données techniques,
économiques et financières).
D. La préparation d’un Business Plan est l’outil de base pour simuler le
fonctionnement de l’activité ainsi définie et permet de vérifier la cohérence des
décisions avec le niveau et la structure tarifaires.
E. La structure tarifaire doit en principe refléter la structure des coûts fixes et des
coûts proportionnels. L’exemple de l’UE montre cependant l’existence d’une grande
diversité des structures tarifaires. Il est recommandé que les trois pays s’efforcent de
coordonner leurs travaux de façon à aboutir à une structure commune.
F. La méthodologie harmonisée recommandée devra prévoir une structure tarifaire
selon le niveau de tension, modulée en fonction du temps (nuit, jour, pointe, saisons).
7.3 Recommandations par pays :
7.3.1 Algérie
Au plan institutionnel, la réforme du secteur électrique en Algérie est
suffisamment avancée. Sur le plan de la tarification, les actions restant à
réaliser sont :
Détermination d’un tarif d’accès au réseau de transport en
conformité avec le décret n° 05-182 du 18 mars 2005. Ce décret
institue une méthodologie de calcul du tarif du transport très proche
de celle des pays de l’UE, mais au plan pratique cependant, le tarif
d’utilisation du réseau de transport publié par décision de la CREG
du 30 mai 2005 est un tarif de soutirage basé uniquement sur
l’énergie (0,66 DA / kWh). La mise en conformité de ce tarif avec
le décret nécessite de définir un tarif binôme (partie fixe basée sur la
puissance et partie proportionnelle basée sur l’énergie) différencié
selon le niveau de tension.
Pour une meilleure harmonisation de la tarification du transport en
Algérie par rapport à la méthodologie de l’UE, le décret n° 05-182
du 18 mars 2005 pourrait rendre obligatoire (et non plus seulement
optionnel) le calcul de tarifs du transport qui soient différenciés
selon le temps (nuit, jour, pointe, saisons).
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Créer les conditions favorables permettant l’émergence d’un
véritable marché qui, pour l’heure, n’existe que dans les textes. En
effet, on relève que pour l’Algérie, en dépit de la libéralisation de la
production de l’électricité, la proportion de l’électricité du secteur
privé est relativement négligeable. D’un autre côté, en dépit du
cadre légal (article 3 du décret 07-310) permettant à tout client
ayant une consommation supérieure à 4 GWh/an (article 3 du décret
07-310) de devenir un client éligible, à ce jour, aucun client algérien
n’a encore fait jouer son éligibilité.
En l’absence d’un véritable marché, le tarif d’accès au réseau de
transport de l’électricité demeure à ce jour sans application
concrète.
7.3.2 Maroc et Tunisie
Au Maroc comme en Tunisie, le coût du transport n’apparaît pas comme tel. Il
est plutôt inclus dans le tarif intégré de l’électricité. Mais dans une perspective
d’intégration des marchés maghrébines, la séparation juridique des activités
avec ATR est nécessaire. Pour faire apparaître un tarif d’accès au réseau, les
actions suivantes sont à réaliser par les deux compagnies d’électricité (ONE et
STEG) :
Parachever la séparation comptable des activités, déjà largement
entamée dans les deux compagnies. Cette étape est primordiale pour
l’identification de l’activité de transport. Relevons cependant que la
méthodologie de détermination des coûts sur la base de la
comptabilité analytique rencontre quelques limites, notamment dans
l’affectation des coûts indirects comme les frais de siège, les
charges de capital, gestion de la clientèle, … De plus, la
comptabilité analytique pourrait s’avérer insuffisante pour tenir
compte des coûts liés au transport de l’électricité tels que les coûts
des services de système, les coûts de congestion et les coûts des
pertes d’énergies.
Une meilleure identification des revenus et des coûts de l’activité
transport pourrait être obtenue par la filialisation de l’activité
transport, sans séparation juridique dans un premier temps et avec
séparation juridique dans un deuxième temps.
Dans tous les cas de figure (identification de l’activité par la
comptabilité analytique ou filialisation de l’activité), le coût
d’utilisation du transport devra être calculé selon la méthodologie
décrite ci-dessus et devra inclure :
Des coûts propres à toute entreprise
o Coûts opérationnels (matières, personnel, services, …)
o Charges d’amortissement (une harmonisation des taux
d’amortissement est souhaitable entre les trois pays)
82
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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o Impôts et taxes (y compris l’impôt sur le bénéfice).
Des coûts spécifiques à la gestion du réseau public de transport de
l’électricité
o Coûts des pertes d’énergie
o Coûts des services de système (constitution des réserves
et divers mécanismes de réglage)
o Coûts des congestions
o Coût de gestion des contrats
Pour la détermination du revenu requis, il y a lieu de prévoir le
montant du capital engagé selon l’approche de la Base d’Actifs
Régulés –BAR– et une rémunération du capital selon l’approche du
Coût Moyen Pondéré du Capital (voir section 1.5).
Notons que pour la Tunisie, le consultant a été sollicité (février 2009) à propos de la
mise en place par la STEG d’un tarif d’Accès de Tiers au Réseau de transport, limité à
l’autoconsommation de producteurs indépendants. Les deux points concernés étaient
les suivants :
1. L’injection et le soutirage se faisant au niveau de la moyenne
tension, faut-il facturer HT + MT ou seulement MT Une réponse
adéquate nécessiterait l’étude des écoulements de puissance dans
quelques cas-types. La nécessité d’une mise en service rapide de ce
tarif milite, selon le consultant, pour la facturation du seul transport
MT pour les deux raisons suivantes :
- Dans certains cas, c’est effectivement uniquement le réseau
MT qui sera emprunté, le réseau HT n’étant pas ou très peu
sollicité ;
- Et surtout, un client MT-MT comprendrait mal qu’on lui
impose le coût du transport HT.
Le Consultant a donc recommandé de ne facturer que le coût du transport MT au
client injectant en MT et soutirant en MT, mais ceci dans le seul cas où l’ouverture
des réseaux est limitée à l’autoconsommation.
2. La seconde question a trait au niveau et à la structure du tarif à
appliquer dans ce cas de figure. Le consultant a d’abord rappelé que
le prix de revient est la somme de deux termes : coût du réseau (fixe,
fonction de la puissance transportée) + coût des pertes (variable,
proportionnel aux pertes en réseaux). En conséquence, et afin de
rendre attractif le tarif de transport que la STEG a l’intention de
mettre en place, le consultant propose que le prix P soit tel que :
Coût des pertes ≤ P ≤ Coût des pertes + Coût fixe
En d’autres termes, le prix-plancher en dessous duquel la STEG ne devrait pas
descendre est le prix des pertes en réseau. Toute contribution du client au dessus du
prix plancher tend à rentabiliser le réseau (existant ou futur), mieux qu’il ne l’est
actuellement, si c’est un client supplémentaire que la STEG entend attirer. Cette
contribution peut être comprise entre 0% et 100% du coût fixe, en fonction des
83
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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objectifs poursuivis par la STEG et l’Administration tunisienne, et en fonction des
négociations avec les futurs clients des réseaux de transport et de distribution de la
STEG.
7.4 Propositions pour une feuille de route
7.4.1 La mise en œuvre des tarifs harmonisés
A. Contrôle exercé par l’autorité de régulation
Dans le cas d’un système électrique libéralisé avec ATR, les tarifs déterminés
par le gestionnaire du réseau de transport sont soumis pour approbation au
régulateur qui se charge de leur publication. Le processus d’approbation
comprend plusieurs phases, notamment :
La revue des informations fournies par le gestionnaire du réseau de
transport ;
La consultation des parties concernées par l’établissement des tarifs.
B. Calcul du tarif de transport sans Accès des Tiers au Réseau
Dans ce cas, le calcul du tarif représente essentiellement un exercice
préparatoire en vue d’une mise en application ultérieure, lorsque les réformes
institutionnelles adéquates auront été mises en vigueur. Il peut cependant être
utilisé dans des circonstances particulières, comme c’est le cas de la mise en
place par la STEG d’un tarif d’Accès de Tiers au Réseau de transport, limité à
l’autoconsommation de producteurs indépendants (voir section 6.9).
C. Mise en vigueur du tarif du transport
La séparation des activités avec désignation de clients éligibles et adoption
d’un tarif de transport s’accompagne de réformes qui modifient le
fonctionnement du monopole intégré traditionnel. Ces réformes incluent en
particulier, dans le domaine tarifaire :
La publication et les modalités d’application du tarif du transport
Le processus de facturation et de gestion de la clientèle
L’établissement de nouveaux contrats avec les clients éligibles et les
producteurs.
Dans la mesure où l’Algérie a déjà expérimenté le processus de réforme du
secteur électrique, elle pourrait constituer une référence pour le Maroc et la
Tunisie. Ces deux pays pourraient tirer profit de l’expérience algérienne, afin
de progresser à leur propre rythme et de leur propre façon dans la voie d’une
méthodologie tarifaire harmonisée avec l’Union Européenne.
84
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
7.4.2 Les principaux éléments
La mise en œuvre des recommandations sera différente d’un pays à l’autre en raison de la
diversité des situations. Elle devra faire l’objet d’une feuille de route spécifique dans le cadre
d’une nouvelle action.
Les principaux points à aborder dans cette feuille de route sont les suivants :
A. Le contexte institutionnel.
C’est un élément central de l’harmonisation de la tarification du transport. Si en
Algérie, la séparation des activités est déjà mise en œuvre, au Maroc et en Tunisie,
l’activité transport est toujours une partie intégrante de l’opérateur historique. Aussi, y
a-t-il lieu d’analyser pour le Maroc et la Tunisie quelles sont les modifications à
apporter tant du point de vue juridique qu’organisationnel à l’effet de permettre la
concrétisation de l’harmonisation de la tarification du transport proposée dans le
présent rapport.
B. La détermination des frontières de l’activité transport.
Il s’agit d’un point fondamental pour la détermination des coûts. En particulier, pour
l’Algérie, l’objectif de la feuille de route est de définir les actions à mettre en œuvre
pour que la procédure actuelle de la CREG telle que décrite par le décret exécutif du
18 mai 2005 (articles 17 à 21 notamment) puisse délimiter de façon adéquate les
frontières de l’activité transport de l’électricité. Le même objectif est à poursuivre par
la feuille de route pour le Maroc et la Tunisie.
C. La comptabilité analytique.
Elle représente un outil important pour la détermination des coûts. Mais des
différences d’approche peuvent exister. Pour cela, il est recommandé d’analyser les
systèmes de comptabilité analytique utilisés actuellement par les compagnies
d’électricité (Maroc et Tunisie) et celle utilisée par le GRTE (Algérie) pour une
harmonisation des procédures de calcul de coûts. En particulier pour le Maroc et la
Tunisie, il y a lieu à ce propos de prévoir quelles sont les modifications à apporter à
ces comptabilités analytiques pour permettre la prise en compte de l’ensemble des
coûts de l’activité de transport, à savoir les coûts propres à toute entreprise (coûts
opérationnels, charges d’amortissement (une harmonisation des taux d’amortissement
est souhaitable entre les trois pays), impôts et taxes (y compris l’impôt sur le
bénéfice)) et les coûts spécifiques à la gestion du réseau public de transport de
l’électricité (coûts des pertes d’énergie, coûts des services de système (constitution des
réserves et divers mécanismes de réglage), coûts des congestions, coût de gestion des
contrats, … Dans le cas de la STEG, la difficulté est plus grande du fait que les
activités gaz et électricité sont gérées par la même entreprise.
La feuille de route devra indiquer quelles sont les modifications à apporter aux
systèmes actuels de comptabilité analytique afin de permettre de cerner et de prendre
en compte tous les coûts de l’activité transport.
D. La méthodologie de calcul.
La feuille de route devra identifier les actions à mettre en œuvre pour l’application des
éléments de méthodologie résumés au chapitre 6 : base de données, établissement du
Business Plan, revenu requis, tarif binôme, différenciation du tarif selon la période
d’utilisation, révision tarifaire, …
85
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
VIII CONCLUSION
Les trois pays du Maghreb (Algérie, Maroc et Tunisie) ont des secteurs électriques organisés
différemment. L’Algérie a depuis l’année 2002 procédé à la séparation des activités
production, transport et distribution avec émergence de la catégorie de la clientèle éligible.
Cette forme d’organisation est proche de celle qui prévaut en Union Européenne, bien que la
contribution de la production de l’électricité du secteur privé soit encore faible et aucun client
éligible n’a fait jouer son éligibilité. Au Maroc et en Tunisie, une part importante de la
production de l’électricité est le fait du secteur privé, mais le réseau de transport de
l’électricité appartient toujours à l’opérateur historique (ONE au Maroc et STEG en Tunisie).
Dans ces deux pays, l’opérateur historique est acheteur unique.
Dans ces conditions, quel est le sens à donner à l’harmonisation des méthodologies de
tarification du transport de l’électricité, sachant que, et ceci selon les termes de référence,
l’objectif ultime est de « s’assurer que, dans la perspective d’une intégration des marchés
maghrébins, les procédures d’accès au marché sont suffisamment harmonisées afin de ne pas
créer de difficultés inutiles dans les relations des fournisseurs avec les gestionnaires des
réseaux ».
Le Rapport d’Etude a fait ressortir que pour l’atteinte de cet objectif, l’harmonisation de la
méthodologie de tarification du transport de l’électricité doit être envisagée selon deux
optiques : une optique institutionnelle et une optique opératoire.
Pour le développement d’un marché de l’électricité entre les trois pays du Maghreb et son
intégration au marché de l’électricité de l’Union Européenne, il est très important que le
réseau du transport soit accessible à tous les producteurs et les consommateurs (de Haute
Tension dans une première phase). La séparation des activités production, transport et
distribution dans les trois pays du Maghreb devrait donc être considérée comme un objectif
(même lointain) à atteindre pour la mise en place d’un tel marché de l’électricité.
Même si l’harmonisation institutionnelle n’est pas envisageable immédiatement, il est
recommandé d’ores et déjà, d’entamer le calcul d’un tarif d’accès au réseau selon le mode
opératoire exposé au chapitre 6. Pour ce faire, une attention particulière est à accorder à la
détermination des frontières de l’activité de transport qui est un point central pour l’estimation
des coûts.
L’expérience des pays de l’Union Européenne montre que la différence des tarifs de l’accès
au réseau tant du point de vue du niveau que de celui de la structure (voir section 2.2.5) n’a
pas freiné les échanges d’électricité dans cet espace. Pour tous ces pays, l’accès au réseau est
garanti et un large pan de la clientèle est devenu éligible. Ceci montre entre autres que dans la
problématique de l’harmonisation des méthodologies de tarification du transport de
l’électricité, le volet institutionnel est primordial par rapport au volet opératoire.
86
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
1. Contexte
ANNEXE A
TERMES DE REFERENCE
Action 05 : Harmonisation des méthodologies de tarification
Une meilleure efficacité de la gestion des réseaux est un objectif partagé à la fois par les pays
dont les systèmes électriques restent pour l’essentiel verticalement intégrés et par les pays
ayant choisi la concurrence. Elle passe notamment par une bonne connaissance des coûts.
Cependant, les modalités diffèrent suivant que le système est centralisé ou libéralisé. Dans un
marché libéralisé, (entièrement ou partiellement) la fonction vente d’électricité est séparée de
celle de l’acheminement à travers les réseaux. L’élaboration (puis la publication) des tarifs
spécifiques à l’usage des différentes catégories de réseau (HT, MT, voire BT) devient un
impératif. Ces tarifs sont d’ ailleurs communs pour tous les usagers, que ceux-ci soient
éligibles ou non.
Dans la période intérimaire de l’ouverture progressive du marché, il faut définir les modalités
de fixation du tarif de fourniture pour les catégories de clients non encore éligibles (et des
éligibles qui ne font pas usage de leur droit au libre choix), en explicitant les coûts relatifs à la
fourniture d’électricité d’ une part, ceux relatifs à l’utilisation des réseaux d’autre part.
En application du Décret relatif à la régulation des tarifs et à la rémunération des activités de
transport, de distribution et de commercialisation de l’électricité et du gaz, l’Algérie (CREG)
a établi un tarif relatif à l’usage des réseaux de transport aussi bien que de distribution, tarif
qu’il s’agit maintenant de mettre en œuvre.
2. Objectifs
S’assurer que, dans la perspective d’une intégration des marchés maghrébins, les procédures
d’accès au marché sont suffisamment harmonisées afin de ne pas créer de difficultés inutiles
dans les relations des fournisseurs avec les gestionnaires de réseaux.
Les objectifs relatifs à cette première phase méthodologique seront :
Préciser les données qui permettent le calcul des tarifs
Etablir une méthodologie commune pour le calcul des tarifs relatifs aux
réseaux d’électricité au Maghreb, dans un contexte de libéralisation
progressive du (des) marché(s).
3. Opérations et tâches à entreprendre
Préalable : création d’un groupe de travail comprenant des représentants des trois pays ;
clarification des définitions.
3.1 - Présentation par la CREG du nouveau cadre législatif et réglementaire de la méthode
utilisée pour le calcul des tarifs.
87
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
3.2 - Présentation par la SONELGAZ de sa nouvelle organisation en réponse aux nouvelles
exigences réglementaires et barèmes de raccordement aux réseaux.
3.3 - Présentation par le Maroc et la Tunisie de la méthodologie appliquée dans chacun des
deux pays.
3.4 - Comparaison de la méthode algérienne avec les méthodes utilisées dans les pays
voisins.
3.5 - Présentation par l’EAT de la méthode suivie par un pays de l’UE ayant libéralisé
l’accès aux réseaux de transport et de distribution pour le calcul des tarifs d’usage des
réseaux et de raccordement aux réseaux :
- Péréquation des coûts et tarifs : justification du principe du tarif timbre poste
- Méthode de calcul des (sur)coûts spécifiques aux réseaux isolés ou de très faible
densité ; péréquation
- Répercussion des autres coûts à inclure dans les tarifs de réseaux : énergies
renouvelables, redevance régulation etc.
- Conditions de fourniture aux clients non éligibles ou ayant opté pour le maintien de
leur alimentation par le distributeur de dernier recours (période transitoire).
- Comptages et contrôle /relève à distance avec priorité pour les premiers clients
éligibles ; choix de l’Algérie et comparaison avec des « standards européens ».
Il n’y aurait bien sûr aucun inconvénient à commencer l’action par cette présentation de
l’expert de l’EAT.
3.6 -Décisions communes résultant des analyses ci -dessus :
Quelles sont les données nécessaires pour le calcul des tarifs, les modalités
d’acquisition et d’analyse de ces données Dissociation comptable et
comptage.
Quelles orientations à donner pour le calcul du coût du capital
Quelle méthode retenir pour la péréquation des coûts
Quelle est la méthodologie la mieux adaptée pour l’établissement des tarifs
Comment inciter le transporteur à la baisse des coûts
Comment améliorer le comptage
88
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE B
PLAN DE TRAVAIL DE L’ACTION 05
Les termes de référence de l’Action 05 (Annexe A) définissent le plan de travail à suivre pour
analyser les méthodologies de chacun des trois pays concernés, à fin de comparaison avec
l’Union Européenne.
C’est l’approche « Groupe de Travail » qui est privilégiée par les termes de référence, avec :
(1) Un fonctionnement séparé de chacun des groupes nationaux, puis
(2) Une réunion à Alger des trois groupes nationaux, pour former le groupe transversal.
1. Fonctionnement des groupes de travail
a) Groupes nationaux
Le principe de fonctionnement des groupes, qui en fait ne s’applique pleinement
que pour le secteur électrique libéralisé de l’Algérie, comprend trois sessions de
travail :
• Première session : présentation par le Consultant, de la méthodologie
tarifaire en vigueur dans l’Union Européenne ;
• Deuxième session : présentation, par les représentants nationaux, de la
méthodologie tarifaire du secteur électrique du pays considéré ;
• Troisième session : comparaison des méthodologies, synthèse et
conclusion.
Il est très vite apparu que seule la méthodologie tarifaire de l’Algérie pouvait
utilement se comparer à celle de l’Union Européenne, ce qui a conduit à un
nombre de sessions diminué au Maroc et en Tunisie.
b) Groupe transversal, ou réunion des groupes nationaux
Cette session a eu lieu à Alger le 23 mars 2009 et a réuni 30 représentants des trois
pays et de l’EAT.
2. Formation et composition des groupes nationaux
C’est au sein de chacun des secteurs électriques qu’ont été désignés et formés les
groupes nationaux ; leurs représentants proviennent donc :
de la ou des administrations de tutelle
du régulateur (dans le cas de l’Algérie)
de la compagnie d’électricité, ou de la filiale concernée.
89
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
3. Programme de travail des groupes nationaux
Les sessions se sont déroulées de septembre 2008 à février 2009. Comme dit cidessus,
seul le groupe algérien s’est réuni trois fois. Le nombre de sessions a été limité
à deux en Tunisie, une au Maroc.
4. Documents préparés par le Consultant pour les groupes de travail
Malgré un nombre de sessions réduit, le Consultant s’est efforcé à donner les mêmes
informations aux trois groupes de travail. En fait, une seule présentation n’a pas été
faite pour les groupes marocain et tunisien ; elle leur sera donnée à Alger à l’occasion
de la réunion du groupe transversal. Il s’agit d’un transfert de connaissances sur le
thème suivant : « Les concepts financiers utilisés pour la tarification d’une activité
monopolistique régulée ».
Les documents suivants ont été préparés par le Consultant en vue du fonctionnement
des groupes de travail, ou pour en rapporter les travaux :
Rapports de mission : Quatre rapports ont été préparés ;
Projet de programme des réunions du groupe de travail Algérien
Projet de programme des réunions des groupes de travail Marocain et Tunisien ;
Présentations faites par le Consultant lors des sessions de travail :
1. Mécanismes de marché et régulation appliqués au secteur de l’électricité
2. Principes généraux de la tarification du transport de l’électricité
3. Tarification du transport : exemples de méthodologies dans divers pays de
l’UE
4. Les concepts financiers pour la tarification d’une activité monopolistique
régulée
5. Les règles de tarification de la CRE française pour les contrats d’accès aux
réseaux
6. Simulation du tarif de transport de la CRE
7. Éléments de réflexion pour la préparation d’un business plan de l’activité
transport d’électricité
8. Le tarif binôme pour les clients des réseaux de transport et de distribution
9. Comparaison UE-Algérie des méthodologies de la tarification du transport
10. Traduction de l’Anglais d’une étude préparée par le RTE français :
Principes d’établissement du tarif de transport de l’électricité
11. Synthèse de l’étude présentée au groupe transversal
5. Documents préparés par les Groupes de Travail nationaux
Groupe de Travail Algérien
1. La restructuration du secteur de l’électricité en Algérie
2. La consistance du réseau de transport de l’électricité en Algérie
3. Régulation des tarifs et rémunération des activités en Algérie (voir annexe H)
90
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Groupe de Travail Marocain
La concentration des 3 sessions en une seule au Maroc n’a pas donné l’occasion aux
représentants marocains de présenter leur tarification dans le cadre du groupe de
travail. La méthodologie tarifaire marocaine a été directement transmise au Consultant
au cours de réunions spécifiques.
En outre, à l’occasion de la réunion du groupe de travail transversal à Alger, les
représentants du Maroc ont exposé la méthodologie tarifaire de leur système électrique
(voir annexe I).
Groupe de Travail Tunisien
1. Aspects juridiques et institutionnels régissant la production, le transport et la
distribution d’énergie électrique et principes de tarification (voir annexe J)
2. La détermination des coûts de transport de l’électricité à la STEG
91
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ANNEXE C
REGULATION PAR LE PRICE CAP
Comme mentionné plus haut, le monopoleur a tendance à réduire les quantités produites et à
augmenter les prix. L’objectif recherché par le monopoleur est évidemment l’obtention d’un
taux de rendement du capital supérieur au taux de rendement qu’il aurait acquis dans un
marché concurrentiel. Afin de limiter cette tendance, une des méthodes de régulation consiste
pour le régulateur à imposer au monopoleur une contrainte de taux de rendement du capital
qu’il ne peut excéder. La firme choisit alors les quantités et le prix sous la contrainte que le
taux de rendement sur le capital ne dépasse pas le seuil prédéterminé par le régulateur.
Cette forme de régulation implique une tarification par le « Cost Plus » ou ROR (Rate of
Return). Dans ce cas, le tarif est établi de telle sorte que l’opérateur récupère ses coûts et
obtient une rémunération basée sur le capital engagé et le taux de rendement autorisé par le
régulateur.
Cette forme de régulation a été assez rapidement abandonnée car elle crée des incitations à
des comportements non efficaces, notamment :
La firme n’est pas incitée à réduire ses coûts et ses prix de vente ;
La firme est incitée à augmenter le capital engagé afin d’augmenter le profit ;
Si le taux de rendement plafond est supérieur au taux de rendement d’équilibre des
fonds propres (voir ci-après section 1.6. relative au MEDAF), la firme choisira des
combinaisons de facteurs de production hautement capitalistiques (effet connu
sous le nom d’Averch-Johnson).
L’origine des ces inefficiences est que la régulation par le ROR base les incitations sur le
montant du capital alors que celui-ci n’est pas à proprement dit un objectif de la régulation.
Un meilleur résultat est possible lorsque la régulation est reliée aux objectifs mêmes du
régulateur (augmentation de la quantité produite, diminution des prix, réduction des coûts,
…).
Ceci est précisément l’objectif recherché par la régulation par le Price Cap qui vise à
déterminer l'augmentation maximale des prix que peut appliquer l'opérateur d'un marché
régulé. La formule de Price Cap est conçue de façon à permettre à l'opérateur de recouvrer les
augmentations de coût inévitables telles que l'inflation, les taxes, … et ce à travers
l'augmentation des prix ou tarifs.
Cependant, contrairement à la régulation par le ROR, cette formule ne permet pas à
l'opérateur d'augmenter les prix pour couvrir tous les coûts.
De même, cette formule revient à requérir de l'opérateur la diminution des prix réglementés
afin de refléter l'accroissement de la productivité qu'un opérateur efficient pourrait
développer. Par rapport à la régulation par le ROR, la régulation par le Price Cap a les
avantages suivants :
• Elle incite à une diminution des coûts et donc à plus grande efficacité ;
• Elle permet aux consommateurs de partager les gains de productivité attendus avec
l'opérateur.
92
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
La régulation par le Price Cap est destinée à procurer les incitations au même titre que les
forces d'un marché concurrentiel. En effet, dans un marché concurrentiel, les firmes
s’efforcent d'améliorer leur productivité (notamment pour réduire les coûts et attirer de
nouveaux consommateurs), de répercuter cette augmentation sur les prix après avoir tenu
compte des augmentations de prix inévitables. Ce mécanisme de marché est celui recherché
par la formule de Price Cap car dans un marché concurrentiel, le prix de marché est un prix
plafond pour les firmes.
La régulation par le Price Cap est une procédure destinée à réguler et à réviser les prix à
travers le temps. La formule de Price Cap détermine le taux de changement du prix à partir
d'un niveau initial. Il est donc important que le régulateur s'assure que le niveau des prix
réponde aux objectifs tracés (efficacité sociale, équilibre financier de l'opérateur, …).
La régulation par le Price Cap vise à déterminer, dans le cas de l’activité transport de
l’électricité, l'augmentation maximale des prix que le régulateur autorise l'opérateur de ce
monopole à appliquer les tarifs.
Cependant, contrairement à la régulation par la ROR (rate of return), cette formule ne permet
pas à l'opérateur d'augmenter les prix pour couvrir tous les coûts.
De même, cette formule revient à requérir de l'opérateur la diminution des prix réglementés
afin de refléter l'accroissement de la productivité qu'un opérateur efficient pourrait
développer. Par rapport à la régulation par le ROR, la régulation par le Price Cap a les
avantages suivants :
• Elle procure une incitation à une plus grande efficacité
• Elle permet aux consommateurs de partager les gains de productivité attendus avec
l'opérateur.
La régulation par le Price Cap est censée procurer les incitations au même titre que les forces
d'un marché concurrentiel. En effet, dans un marché concurrentiel, il est requis des firmes
d'améliorer la productivité (notamment pour réduire les coûts et attirer de nouveaux
consommateurs), de répercuter cette augmentation sur les prix après avoir tenu compte des
augmentations de prix inévitables. Ce mécanisme de marché est celui recherché par la
formule de Price Cap.
La régulation par le Price Cap est une procédure destinée à réguler les prix à travers le temps.
La formule de Price Cap détermine le taux de changement du prix à partir d'un niveau initial.
Il est donc important que le régulateur s'assure que le niveau des pris répondent aux objectifs
tracés (efficacité sociale, équilibre financier de l'opérateur, …).
1. La formule de base du Price Cap
Dans sa formule la plus simple, la formule de Price Cap permet à l'opérateur d'augmenter ses
prix annuellement ou selon une périodicité plus longue (par exemple 2 années) à un taux égal
au taux d'inflation moins un taux présumé d'augmentation de la productivité, soit :
Prix possiblepour l'année t Prix année t 11
I X
93
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Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
I : Facteur d'inflation pour l'année
X : Facteur de productivité
Si par exemple, le prix d'un service régulé pour l'année t est de 100, le taux d'inflation de 5%
et le facteur de productivité de 3%, alors le prix du service pour l'année t+1 ne peut excéder :
1
5% 3%
102
100
Cet exemple montre que l'opérateur peut augmenter ses prix afin d'inclure les effets de
l'inflation. L'exemple assume par ailleurs que les gains de productivité du secteur d'activité de
l'opérateur seraient au minimum de 3%. En diminuant les prix de 3%, le régulateur exige de
l'opérateur de faire bénéficier les consommateurs de cette augmentation de la productivité.
Dans cet exemple, si l'opérateur fait preuve d'une efficacité de telle sorte que les gains de
productivité soient supérieurs à 3%, alors les bénéfices induits lui reviennent. Par
conséquence, les gains de productivité au-delà de 3% constituent une incitation à être efficace.
2. Le facteur d'inflation
Le facteur d'inflation (facteur I) doit permettre de prendre en considération l'évolution des
coûts de l'opérateur. Pour l'estimation du changement du prix des inputs de l'opérateur, les
régulateurs se basent sur le taux d'inflation de la période écoulé. Il est en effet très délicat de
chercher à prévoir le taux d'inflation car cette opération est complexe et ne fait pas l'unanimité
parmi les spécialistes. L'inconvénient principal du fait de se baser sur le taux d'inflation passé
apparaît lorsque le taux d'inflation varie fortement d'une période à l'autre.
Sélection du taux d'inflation
Dans une économie, il peut exister plusieurs mesures de taux d'inflation : Prix des biens et
services à la consommation (RPI : Retail Price Index –RPI), Prix des biens et services de
production.
Une autre classification existe pour le taux d'inflation :
• Mesure globale : Le taux d'inflation mesure la variation globale des prix
• Mesure sectorielle : Le taux d'inflation mesure la variation des prix dans un
secteur donné.
Pour le choix du facteur d'inflation, les principaux critères de sélection sont :
• Le facteur doit refléter le changement des coûts de l'opérateur
• La mesure choisie doit être crédible : non manipulable et ne faisant pas l'objet
de modification fréquente
• Disponible selon une périodicité stable et à temps pour tenir compte dans les
délais de l'évolution des coûts
De nombreux régulateurs en Europe retiennent l'indice des prix de détail à la consommation
comme facteur d'inflation. Ceci explique d'ailleurs pourquoi la régulation par le Price Cap est
94
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
souvent désignée par la régulation "RPI-X" et ce, suite à son introduction par le Royaume-Uni
au début des années 80 pour la régulation de British Telecom après sa privatisation.
Pour le secteur électrique, il peut être préférable de remplacer le taux d’inflation par une
moyenne entre le taux d’inflation et le taux de variation du prix des sources primaires
d’énergie.
Période d'ajustement à l'inflation
Le régulateur doit décider de la périodicité de la révision des prix. Dans les pays
industrialisés, la période d'ajustement est ordinairement d’une ou deux années. Cette option
est acceptable lorsque le taux d'inflation est relativement faible et stable.
Lorsque le taux d'inflation est relativement élevé, la période d'ajustement peut être 3 ou 6
mois, ceci afin de ne pas pénaliser l'opérateur.
La fréquence de l'ajustement ne doit cependant pas être trop élevé car il faut tenir compte du
coût administratif du changement des prix.
3. Le facteur de productivité
La formule du Price Cap inclue un facteur de productivité qui vise à estimer l'accroissement
anticipé de la productivité de l'opérateur durant la période concernée. La présence de cette
variable dans la formule du Price Cap permet de s'assurer que les consommateurs reçoivent
partiellement ou totalement les bénéfices de gains de productivité conduisant à des baisses de
coût.
Le choix approprié du facteur X est souvent le sujet le plus controversé de la formule de Price
Cap :
• Si X est trop faible, cela peut permettre à l'opérateur d'obtenir des profits en
excès, ce qui peut susciter de la suspicion à l'égard du régulateur (cf. théorie
de la capture)
• Si X est trop élevé, cela peut provoquer des déficits financiers de l'opérateur.
Une des conséquences est le risque de sous-investissement.
Détermination du facteur X
Le facteur X dépend de deux éléments :
• L'accroissement passé de la productivité de l'opérateur
• Les changements structurels dans l'environnement de l'opérateur
(introduction de la régulation par le Price Cap, privatisation, …)
Deux approches existent pour déterminer l'accroissement passé de la productivité
• L'approche historique
• L'approche comparative (Benchmark)
Dans l'approche historique, on se base sur l'information relative à la performance passée de
l'opérateur. L'approche comparative intervient lorsqu'on considère que la productivité passée
n'est pas un bon indicateur de la productivité passée. C'est le cas notamment lorsque la gestion
95
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
passée est considérée comme étant non efficace ou lorsque le secteur a connu des
changements structurels importants. L'approche comparative est également utilisée lorsque le
régulateur ne dispose pas de données historiques.
L'approche historique
La productivité est la mesure de l'efficacité de l'emploi d'inputs pour obtenir des outputs. C'est
une mesure de l'efficacité opérationnelle.
Une mesure habituelle de la productivité est la production par employé. On l'appelle
également productivité du travail. Elle est égale à :
Quantité produitedu bien ou service
Nombre d'employés
Cette mesure est cependant incomplète car elle ne tient pas compte de l'investissement et la
possibilité d'opérateurs multi–produits. Une mesure de productivité plus globale prend en
considération tous les outputs et tous les inputs. On mesure la quantité de l'output et de l'input
par des indices Q et Z à prix constants pour mesurer l'évolution des quantités des principaux
biens.
Méthodologie générale d'estimation de l'accroissement passé de la productivité
t 1 t
Indice agrégé de l'output Q
t1
Q
t
Q
Indice agrégé de l'input Z
t1
Z
t
Z
Productivité globale
Qt
1
Q
t
Z
Z
L'accroissement passée de la productivité est donnée par :
t1
t
i
Qt
Z
t
Qt
Z
1
t1
Qt
Z
1
t1
1
q
1
z
Qt
Z
1
t1
Qt
Z
1
t1
1
q Qt
1
1
z Z
1
t1
q z
1
z
Le taux d'accroissement de la productivité est :
Avec :
q
1
q : Taux d'augmentation de l'indice de la production
z : Taux d'accroissement de l'indice des inputs
Par exemple, si la production a augmenté (en quantité) de 5% et la consommation des inputs
5% 2%
(en quantité) de 2%, alors la productivité aura augmenté de 2,94%
1
2%
z
z
96
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Ajustement de la productivité historique
Plusieurs régulateurs ajustent l'accroissement de la productivité historique pour tenir compte
de changements significatifs dans l'environnement opérationnel de l'opérateur régulé. Parmi
les facteurs d'ajustement, figurent : l'effet incitatif de la régulation, la privatisation, …
L'estimation de ces ajustements se fait sur la base d'études statistiques ou de benchmark.
Méthode de benchmark (référence, repère)
Dans certains cas, la productivité passée n'est pas considérée comme un bon indicateur de la
productivité anticipée. Ceci est notamment le cas lorsque le secteur d'activité concernée n'a
pas été géré de façon efficiente ou connaît des changements radicaux. Dans ce cas,
l'appréciation du régulateur peut se baser sur l'existence de références pouvant être obtenues à
partir d'expériences internationales.
Le recours à la méthode de benchmark peut en fait être la seule possibilité lorsque l'opérateur
ne dispose pas de données statistiques et comptables relatives à la production et aux coûts.
Lors du recours à la méthode de benchmark dans un pays en développement, il y a lieu de
tenir compte des éléments suivants :
• L'existence de fortes potentialités en matière de développement favorise le choix
d'un facteur X élevé
• L'instabilité institutionnelle et économique n'est pas favorable à l'amélioration de
la productivité
• Le risque élevé de ces économies peut amener le régulateur à ne pas fixer un
facteur X élevé, ceci afin d'attirer les capitaux, notamment étrangers.
En France par exemple, en application de l’article 3 du règlement européen n° 1228/2003 du
26 juin 2003, La Commission de Régulation de l’Energie demande au gestionnaire du réseau
de réduire la somme des charges de personnel et des consommations externes de 3 % en euros
courants.
L'étude de l'expérience de la régulation des télécoms à travers le monde fait ressortir quelques
renseignements :
• Comme niveau initial du facteur X, plusieurs régulateurs ont commencé par un
taux entre 3,5% et 4,5%.
• La valeur du facteur X a eu tendance par la suite à augmenter reflétant deux
phénomènes :
L'ouverture du marché a conduit à une plus grande efficacité dans la
gestion du secteur des télécoms
Le régulateur commence le mécanisme par une valeur faible du facteur X,
ceci étant le résultat d'une attitude de prudence
97
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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4. Le facteur qualité
Un opérateur soumis à la formule de Price Cap peut être incité à réduire la qualité du service
pour augmenter ses profits. Le régulateur peut introduire un facteur qualité dans la formule de
Price Cap pour tenir compte de cette possible déviation.
La formule de Price Cap devient dans ce cas
P
t
P
I
X Q
1 t1 t1
t1
L'objectif de l'inclusion du facteur Q est qu'une réduction de la qualité du service induise une
baisse des prix. De même, une amélioration de la qualité devrait conduire à une augmentation
des prix. De ce fait, cette approche introduit une incitation à améliorer la qualité. Cette
approche commence à être introduite par quelques états des USA pour la régulation du secteur
des télécoms (Rhode Island, Colombia).
Cette approche est relativement complexe à mettre en place et peu de régulateurs l'appliquent.
Une autre alternative, plus traditionnelle, consiste à définir un ensemble minimal d'indicateurs
de qualité, notamment à travers un cahier des charges et instaurer des pénalités en cas de
manquement.
5. Extensions du Price Cap
Services régulés versus services non régulés
Avant d'établir une formule de Price Cap, le régulateur doit déterminer les services qui ne font
pas l'objet de régulation. Ce sont les services pour lesquels l'opérateur n'a pas le monopole
Révision du facteur X
Plus est longue la période de validité d'un niveau donné du facteur X, plus est forte l'incitation
du monopoleur à améliorer la productivité. Mais la révision du facteur X est nécessaire pour
l'ajuster :
• A la baisse s'il a été fixé trop haut causant des pertes à l'opérateur
• A la hausse s'il a été fixé trop bas permettant à l'opérateur de réaliser des surprofits
L'arbitrage court terme / long terme
Lors de l'établissement ou de la révision du facteur X, le régulateur souhaite fixer celui-ci à un
niveau élevé pour faire bénéficier les consommateurs des gains de productivité. Mais en
dynamique, cette politique peut être néfaste aux consommateurs. En effet, la relation
régulateur/opérateur est un jeu dynamique où chacun des joueurs peut observer l'histoire du
jeu. Si le régulateur fixe un facteur X élevé, la meilleure réponse de l'opérateur pourrait être
de ne pas fournir suffisamment d'effort de gain de productivité, ce qui n'est pas la meilleure
évolution pour les consommateurs.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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ANNEXE D
DETERMINATION DU NIVEAU DES TARIFS ET BUSINESS PLAN
Les tarifs sont calculés à partir de l’ensemble des coûts des réseaux, tels qu’ils résultent de
l’analyse des coûts techniques, de la comptabilité générale des opérateurs, y compris les
comptes séparés des activités de transport et de distribution.
Les coûts sont alloués entre utilisateurs au prorata des puissances souscrites et des flux
d’énergie qu’ils induisent et par niveau de tension – la facture d’un utilisateur contribue à
couvrir les coûts de l’ensemble des niveaux de tension en amont de son point de soutirage.
Pour la détermination du tarif d’accès au réseau, le régulateur demande un dossier de
détermination du tarif qui comprend :
Un Business Plan sur une perspective de long terme ;
Les comptes annuels de la compagnie ;
Les données physiques et financières.
La rémunération de l’activité transport comprend les coûts d’investissement, d’exploitation et
de maintenance des installations, plus d’autres coûts nécessaires à l’exercice de l’activité ainsi
qu’une rétribution équitable du capital investi prenant en compte les coûts de développement.
La formule de rémunération intègre des incitations à la réduction des coûts et à l’amélioration
de la qualité de la fourniture.
Le Business Plan est une projection de l'entreprise dans l'avenir et découle de la vision des
principaux décideurs quant au positionnement de l'entreprise dans son secteur d'activité. Le
Business Plan est donc un plan de développement de la firme qui intègre plusieurs paramètres
dont les plus importants sont :
• Les forces et les faiblesses de la firme : L'analyse de ces éléments est une étape
essentielle du processus visant à déterminer un Business Plan.
• Les opportunités de développement
• Et les menaces de l'environnement (concurrence, contraintes légales, …)
La détermination des tarifs est un processus qui peut être synthétisée par le schéma suivant
que nous intitulons "boucle tarifaire".
99
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
QUANTITES DE
FACTEURS DE
PRODUCTION /
Personnel
Capital, etc.
PRIX
UNITAIRE
p
1
p
p
2
3
VALEURS
COUTS
D’EXPLOITATON
OPEX + CAPEX
+ Autres
QUANTITES
VENDUES
Energie : kWh
Puissance : MW
Gestion : abonné
STRUCTURE
DU TARIF
t
t
t
1
2
3
RECETTES
ESPEREES
OU REVENU
REQUIS
NIVEAU DU TARIF
La préparation d'un Business Plan comprend plusieurs étapes :
• La planification stratégique (objectifs)
• Traduction technique
• Traduction comptable et financière
La planification stratégique (corporate planning) se décline en trois étapes essentielles qu'on
peut traduire par des questions simples :
Première étape : Où sommes-nous Cette étape porte sur l'analyse de la situation
existante (A) afin, notamment de faire ressortir les points forts et les points faibles de
la firme.
Deuxième étape : Où voulons-nous aller Durant cette étape, il s’agit d’identifier
avec le plus de précision possible la configuration souhaitée (B) de la firme à un
horizon déterminé.
Troisième étape : Comment aller de A vers B L’objectif de cette étape est
d’identifier une sorte de chemin optimal pour atteindre l’objectif défini à la deuxième
étape. Cette troisième étape consiste donc à établir un programme d’actions en
précisant son contenu, les coûts et les priorités.
Pour le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité, la configuration souhaitée dépend
étroitement de ses obligations de service public et de la prévision à long terme en matière de
demande et de production d’électricité. La directive 2005/89/CE établit les règles à respecter
en termes de sécurité d’approvisionnement en électricité et les investissements en
infrastructures. Le programme d’investissement du gestionnaire de réseaux doit être établi en
tenant compte des impératifs de coordination qui deviennent plus importants dans le cadre
d’un marché libéralisé et de l’interconnexion entre les marchés européens.
100
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
La planification du développement du gestionnaire de réseaux se traduit par un plan d’actions
qui prévoit notamment des investissements nouveaux, des renouvellements ainsi que des
actions visant des gains de productivité. La traduction en termes financiers des objectifs
techniques donne lieu à l’établissement des documents suivants :
Comptes de résultats prévisionnels
Tableaux prévisionnels des emplois-ressources
Bilans prévisionnels.
Ces prévisions financières et comptables sont établies en monnaie courante, ce qui oblige les
services financiers à avoir une anticipation de l’inflation future.
Exemple de prévision de compte de résultats
Frais de personnel
Consommations
Assurances
Impôts et taxes
Frais divers
Dotations aux
amortissements et
provisions
TOTAL
Frais financiers
Marge
Total charges
PRODUITS
PASSÉ BUDGET FUTUR
Moyenne
2010- Moyenne
2006-2007-
annuelle 2009 2011- annuelle
2008
2006-2008
2012-2013 2008-2013
2020
L’établissement du tableau des comptes de résultat permet de vérifier que les tarifs retenus
permettent de dégager le résultat bénéficiaire escompté. Dans le cas contraire, une nouvelle
itération sera nécessaire.
101
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Exemple de prévision de tableau Emplois / Ressources
DA courants
RESSOURCES
+ Bénéfices
+ Dotations aux
amortissements et
provisions
EMPLOIS
-
Remboursement
D’emprunts
= CAPACITE
D’AUTOFINANCE
MENT
+ Nouveaux
emprunts
+ Apports des
Actionnaires
+ Subventions
De l’Etat
= Investissements
+ Variations de
BFR
2006-2007-
2008
PASSÉ BUDGET FUTUR
Moyenne
2010- Moyenne
annuelle 2009 2011- annuelle
2006-2008
2012-2013 2008-2013
2020
La marge est déterminée selon la méthodologie exposée au chapitre 1, à savoir par application
de la formule Marge = Base d’Actifs Régulés x Taux de Rémunération du Capital Régulé.
Tenant compte des charges totales, on détermine un total des produits (revenu requis dans la
terminologie des régulateurs) de sorte à respecter la contrainte de la marge. Le total des
produits est souvent obtenu après quelques itérations en faisant varier les tarifs de façon
appropriée. La détermination du total des produits est assimilable à la démarche du Price Cap.
La compagnie de transport de l’électricité (ou le régulateur) peut fixer une valeur cible à
atteindre pour quelques ratios, ceci à l’effet d’améliorer certains indicateurs de gestion tels
que :
• La performance
• La gestion
• L’équilibre financier
102
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Nous donnons ci-dessous quelques ratios pouvant faire partie d’un Business Plan :
• La productivité
CHARGES DU PERSONNEL
CHIFFRE D'
AFFAIRES
CHIFFRE D'
AFFAIRES
EFFECTIF
PRODUCTION ( MWh)
EFFECTIF
Ces ratios permettent de mesurer et de suivre la productivité du facteur travail.
• Equilibre financier et taux d’autofinancement
DETTES TOTALES
PASSIF
CAPACITE D'
AUTOFINANCEMENT
INVESTISSEMENT
Ces ratios, reflet de la politique financière de la firme, mesurent le degré d’indépendance
financière de la compagnie.
• Liquidité
ACTIFS CIRCULANTS HORS STOCKS
DETTES A COURT TERME
Ce ratio permet de savoir si la firme est en mesure de respecter ses engagements financiers à
court terme.
• Rotation des créances
MOYENNE DES CREANCES (2 ANNEES )
CHIFFRE D'
AFFAIRES
Ce ratio mesure le délai moyen (en nombre de jours) de règlement des créances.
Cette liste de ratios est donnée à titre indicatif et tout autre ratio peut être défini, ceci en
fonction des objectifs à atteindre.
103
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE E
LA MARGE ET LE COUT MOYEN PONDERE DU CAPITAL
1. La Base d’Actifs Régulés ŔBAR.
Pour déterminer la marge, considérons l’exemple du bilan simplifié suivant :
Actif
Passif
Immobilisations nettes 100 Fonds Propres 80
Stocks 50 DLMT* 90
Créances et disponibilités 50 DCT* 30
Total 200 Total 200
DLMT : Dettes à Long et Moyen Terme
DCT : Dettes à Court Terme
Le capital engagé est déterminé comme suit :
Actif
Passif
Immobilisations nettes 100 Fonds Propres 80
Besoin en Fonds de Roulement 70 DLMT 90
Total 170 Total 170
Besoin en Fonds de Roulement (BFR) = Stocks + Créances et disponibilités – DCT
Le BFR mesure le besoin net de financement long de l’exploitation.
Le capital engagé est donc ici de :
Il est constitué de fonds propres et de dettes.
Remarques :
Immobilisations nettes BFR 100
70 170
Pour les besoins de la régulation, on prend en considération la Base d’Actifs
Régulés – BAR – au lieu de la valeur des immobilisations nettes. Les
différences possibles sont :
i. Exclusion des immobilisations financières
ii. Exclusion des actifs non dédiés à l’activité objet de régulation.
A titre de benchmark, dans un document de la CRE (exposé des motifs, 2006),
le BFR retenu pour l’activité de transport est négatif et représente 0,5% de la
104
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Base d’Actifs Régulés. Pour l’activité de distribution, le BFR normatif retenu
est de 0.
S’agissant de tarif à appliquer dans une période future, les données financières
sont du type prévisionnel. En conséquence, la BAR inclut également les
investissements futurs projetés. La programmation de ces investissements obéit
à une procédure définie par le régulateur.
2. Le Coût Moyen Pondéré du Capital ŔCMPC
2.1. Les composants du CMPC
Le Coût Moyen Pondéré du Capital est le rendement minimal exigé par les apporteurs de
capitaux. Il est donné par la formule suivante :
k k
e
E
k
E D
d
D
E D
E est la valeur des fonds propres.
D est la valeur de la dette.
En théorie, E et D sont des valeurs de marché. A défaut de valeurs de marché en l’absence
d’une bourse des valeurs mobilières, on prend les valeurs comptables de préférence après
réévaluation des éléments du bilan de l’entreprise.
V
E D est la valeur totale de la firme.
est le taux de l’impôt sur le bénéfice.
k
e
est le coût des fonds propres.
k
d
est le coût de la dette.
Le CMPC est un instrument important de pilotage et de gestion de la firme. Il sert entre autres
dans :
L’évaluation et la sélection de l’investissement (critères Valeur Actuelle Nette
et Taux de Rentabilité Interne)
L’évaluation de l’entreprise.
La structure du capital de la firme est le vecteur
d’endettement de la firme.
E D
; . Il est le reflet du taux
E D E D
105
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Par structure optimale du capital, on entend la valeur de
du capital est minimal.
E
E
D
et de
E
D
D
telle que le coût
Caractéristiques pertinentes de l’endettement :
En raison du risque, on a ke
kd
L’endettement s’accompagne d’une économie d’impôt.
Les intérêts sont des paiements fixes.
Eléments favorisant le taux d’endettement :
Faible niveau de risque
Valeur élevée des immobilisations (garantie réelle)
Activité régulée
2.2. Le coût des fonds propres
Le coût des fonds propres est un paramètre difficile à déterminer. Parmi les modèles existant,
le modèle le plus utilisé est le Modèle d’Evaluation des Actifs Financiers – MEDAF – ou
Capital Asset Pricing Model –CAPM. Le MEDAF est considéré comme le modèle le plus
approprié pour l’évaluation du coût des capitaux propres. Ainsi, la Commission Européenne
(Recommandation 2005/698/EC) et le Groupement des Régulateurs Européens préconisent le
recours à la méthodologie fondée sur le MEDAF ainsi que sur le CMPC (voir consultation
publique de l’autorité de régulation des communications électroniques et des Postes (France)
du 3 décembre 2007).
Le coût des fonds propres est égal au rendement espéré par les actionnaires compte tenu du
niveau de risque attaché à l’entreprise. Il est déterminé par l’équation suivante :
avec :
R j
E
R
R ER
j
f
m
R
f
j
E : Taux de rendement espéré pour l’achat de l’action j.
R m
E : Taux de rendement espéré du marché.
R
f
: Taux d’intérêt sans risque.
covR
j,
Rm
j
: Mesure de risque de l’action
var R
m
Ce modèle indique que le rendement attendu pour l’action j est composé du taux d’intérêt
sans risque et d’une prime de risque. Cette dernière est égale au produit entre d’une part, le
risque systématique j de l’action j et d’autre part, la prime du risque de marché laquelle est
égale à l’excès de la rentabilité espérée du marché par rapport au taux d’intérêt sans risque.
Graphiquement, le CAPM est représenté comme suit :
106
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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E
R j
E
R m
R
f
0
1
j
Le coefficient
marché. Ainsi :
j
mesure la volatilité du cours de l’action par rapport à la volatilité du
1 : Volatilité moyenne. Le rendement espéré est identique au rendement espéré du
j
marché
1 : Forte volatilité. Le rendement espéré est supérieur au rendement espéré du
j
marché.
1 : Faible volatilité. Le rendement espéré est inférieur au rendement espéré du
j
marché.
(Voir exemples de valeurs de dans Jacquillat B et Solnik B. Marchés financiers. Gestion
de portefeuille et des risques. Dunod, 1990 (pages 96 et 115)).
Le facteur bêta est d’une importance capitale dans la détermination du coût des fonds propres
de l’entreprise. Dans le cadre du CAPM, c’est le seul facteur spécifique qui détermine le
niveau de risque de l’entreprise.
Le Modèle d’Equilibre Des Actifs Financiers montre que le rendement espéré de l’action est
fonction d’une part, de facteurs exogènes à l’action à savoir le taux d’intérêt sans risque R et
la prime de risque de marché
E R m
R f
et d’autre part d’un facteur propre à l’action, en
l’occurrence le risque systématique, représenté par bêta. L’application pratique de ce modèle
ne va pas sans difficultés :
• Le premier point concerne la détermination du taux d’intérêt sans risque R
f
. Une
approximation de ce taux est donnée par le taux de rendement des emprunts de
l’Etat. Une difficulté apparaît lorsque ce taux n'est pas stable, notamment en raison
de l'existence de l'inflation.
f
107
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
• La difficulté dans la détermination de la prime de risque du marché
E R m
R f
est qu’il s’agit d’anticipations. Pour contourner ce problème, on peut se référer non
pas à des estimations de rendements futurs, mais comparer les rendements
historiques. Cette analyse n’est cohérente que si elle est conduite sur une très
longue période, afin d’éliminer les anomalies occasionnées par les soubresauts des
indices boursiers sur le court terme. La prime de risque la plus fréquemment
employée par les Anglo-saxons est celle observée sur 60 ans. La prime ainsi
estimée est de 6%.
• Le troisième facteur à déterminer pour l’estimation du coût des fonds propres est le
bêta de l’action qui mesure le risque systématique. Comme pour la prime de risque
de marché, le facteur bêta est également une anticipation, d’où la difficulté de son
estimation. La solution par approximation généralement retenue est ici également
le recours à des données historiques.
Pour une entreprise localisée en Algérie, la grande difficulté provient du fait qu’il n’existe pas
de marché financier. Pour contourner cette difficulté, on se réfère généralement à des marchés
financiers des économies occidentales et on utilise les valeurs de bêta de firmes similaires.
2.3 Quel CMPC pour le GRTE en Algérie
A titre comparatif, le CMPC déterminé par la CRE française
Exemple : Détermination du CMPC par la CRE :
1, 57
j
Taux d’intérêt sans risque : 3,55%
Prime de risque de marché : 4,50%
Coût des Fonds Propres :
E R R E R R
f
m
f
3,55%
8,05%
3,55%
1,
57
R 10,6%
E
Coût de la dette : 3,55%
0,35% 3,9%
E D
avant impôt
ke
kd
10,6%
50%
3,9% 50%
7,25
E D E D
CMPC %
Détermination du CMPC pour le GRTE :
Pour la détermination du CMPC à appliquer à la tarification de l’accès au réseau de transport
du GRTE, nous avons pris les éléments de calcul suivants :
Taux d’intérêt sans risque : Approximé par le taux d’intérêt des emprunts de l’Etat qui
se situe actuellement entre 2% et 3%, soit une moyenne de 2,5%. Ce taux d’intérêt est
cependant bien inférieur au taux d’inflation en Algérie qui est en 2008 de l’ordre de
4,6%, ce qui donne des taux d’intérêt réels négatifs en Algérie. Afin de rétablir la
relation fondamentale «taux d’intérêt nominal = taux d’intérêt réel + taux d’inflation»,
108
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
nous avons rajouté le taux d’inflation au taux de l’emprunt d’Etat pour obtenir ainsi un
taux d’intérêt sans risque de 2,5% + 4,6% = 7,1%.
Prime de risque de marché : La moyenne des marchés financiers occidentaux est de
5% et la valeur pour le marché financier américain (sur 60 ans) est de 6%. On peut
donc prendre une valeur moyenne de 5,5%.
Risque systématique : 0, 96 : Benchmark : moyenne sociétés de service publics
britanniques (British Petroleum et British Telecom).
Ceci permet d’obtenir le coût des Fonds Propres par application du MEDAF :
k
e
5,5%
0,96 12,40%
7,1%
Coût moyen de la dette de SONELGAZ : 5%.
Structure du capital : A partir du bilan consolidé SONELGAZ 2007, on a :
o Fonds Propres (E) : 510,40 milliards DA
o DLMT (D) : 261 milliards DA
o Financement Permanent (E+D) : 771,40 milliards DA
E
On a donc 66,17%
E D
D
et 33,83%
E D
On obtient finalement un CMPC pour le GRTE égal à
CMPC
avant impôt
12,40%
66,83%
5%
33,83%
9,90%
Remarques : Les calculs donnés ci-dessus impliquent que le taux sans risque est supérieur au
coût de la dette, soit R k , ce qui est contraire à l’orthodoxie financière. Cette
f
d
contradiction est le résultat de taux d’intérêt anormalement bas en Algérie, dû entre autres à la
surliquidité du marché bancaire algérien.
109
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE F
PROPOSITION DE TARIF BINOME POUR
L’UTILISATION DU RESEAU DE TRANSPORT EN ALGERIE
La proposition de calcul présentée dans cette Annexe F est en fait un exemple d’application
de calcul du tarif binôme, car les chiffres utilisés sont anciens et peu précis, certains éléments
nécessaires au calcul ayant été simplement estimés par le Consultant. Ce qui n’enlève rien à la
méthode de calcul utilisée, ni à la validité de la comparaison qui est faite ensuite avec le tarif
du transport en France.
La formule générale donnant le tarif de l’énergie soutirée, avec un seul prix d’énergie et un
seul prix de la puissance, est la suivante :
Dans cette formule, deux quantités :
P : puissance souscrite en kW
E : énergie transitée sur le réseau en kWh,
et deux prix :
M f . P g.
E
f : coût fixe des réseaux (par kW transité)
g : coût proportionnel des pertes à compenser (par kWh transporté),
M représentant le montant total annuel de la facture d’accès au réseau de transport.
Les données sont tirées du document « Notice d’information pour emprunt obligatoire
SONELGAZ » de mai 2006, et sont relatives à l’exercice 2004 de la Société de Production
d’Electricité (SPE) et du gestionnaire de réseau (GRTE) ;
1. Données techniques simplifiées
Energie annuelle transportée dans les lignes HT tous niveaux confondus : 28 214
GWh, égale à l’énergie produite
Durée d’utilisation de la puissance de pointe : 5 500 h
Puissance de pointe : 5 113 MW
Taux de pertes en transport : hypothèse de 4%, soit 28 214 x 0,04 = 1 128 GWh
2. Données financières
Le coût des activités de production et transport est supposé égal au chiffre d’affaires
de chacune des activités :
110
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Année 2004 Production, filiale SPE Transport, filiale GRTE
Chiffre d’affaires 35 546 MDA 17 710 MDA
Mesure de l’activité 28 214 GWh produits 28 214 GWh transportés au
cours de l’année, ou 5 113
MW atteints au moment de
la pointe
Coût de l’activité 1,26 DA/kWh 0,63 DA/kWh
ou : 3 464 DA/kW.an
On observe que le coût obtenu pour le transport (0,63 DA/kWh) est proche du tarif
d’accès au réseau de transport fixé par la CREG (0,66 DA/kWh).
3. Calcul du tarif
3.1 Sans prendre en compte le foisonnement des puissances appelées, les pertes en
transport sont valorisées au prix moyen de la production, soit 1,26 DA/kWh. Elles
représentent donc un montant égal à 1,26 x 1 128 = 1 422 MDA pour la partie
proportionnelle du tarif. Le coût résiduel est affecté à la puissance, soit
17 710 – 1 422 = 16 288 MDA.
D’où le tarif suivant :
16 288 MDA
Partie fixe : f
3185 DA / kW appeléet par an
5113 MW
Partie proportionnelle : 1,26 DA / kWh de pertes en réseau HT, d’où
g 1,264%
0,05 DA / kWh d'énergie transport ée en HT
On obtient finalement l’expression du tarif (pour longues utilisations) :
M
en
DA 3185
Pen kW
0,05
Een kWh
3.2 Prise en compte du foisonnement des puissances appelées
On pose (arbitrairement) que pour la durée moyenne d’utilisation des
puissances, la participation à la puissance de pointe n’est que de 50%.
Pour un kW appelé pendant 5 500 heures, on a :
M 3185
P 0,05
E 31851
0,0515 500 3 460
15921
g ' 15 500
Ce qui donne
g ' 0,34 DA
DA
On obtient finalement l’expression du tarif pour les courtes utilisations :
M
en
DA 1592
Pen kW
0,34
Een kWh
111
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

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intérieur de l'électricité de l'Union européenne
3.3 Comparaison des deux formules, puissance appelée 1 kW
Durée d’utilisation de la
puissance appelée
(h / an)
M
(DA)
Tarif Longue Durée
Coût du
kWh
transporté
(DA)
Partie
fixe
M’
(DA)
Tarif Courte Durée
Coût du
kWh
transporté
(DA)
Partie
fixe
1 000 3 235 3,24 98% 1 932 1,93 82%
3 000 3 335 1,11 96% 2 612 0,87 61%
5 500 3 460 0,63 92% 3 460 0,63 46%
7 000 3 535 0,51 90% 3 972 0,57 40%
8 760 3 623 0,41 88% 4 570 0,52 35%
La relation inverse entre le prix moyen du kWh transporté et la durée d’utilisation telle qu’elle
ressort dans le tableau ci-dessus est représentée dans le schéma suivant :
Tarif
moyen
M
i
/ e i
en DA
du kWh
Courte
Utilisation
Longue
Montant
M
i
de la
facture
par an
f
L
p i
fC p i
C
L
C
L
Durée d’utilisation
5 500 h 8760 h
Durée d’utilisation
112
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Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
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4. Rappel des règles tarifaires de la commission de régulation en France
La commission de Régulation de l’Energie (CRE) donne pour la composante annuelle
des soutirages -CS, dans le document « Règles pour l’utilisation des réseaux publics
d’électricité » (page 9/24) la formule suivante, en omettant le coefficient des
dépassements des puissances souscrites :
CS
2
c
a P b
P
Cette formule a priori mystérieuse peut être rendue plus simple afin de la comparer à
l’exemple algérien.
4.1 Le terme b
c P
Rappelons que :
b = tarif en €/kW.an
P = puissance souscrite en kW
E D
P , avec
E = énergie transportée en kWh
D = 8 760 heures
c = coefficient compris entre 0,760 et 0,938, d’autant plus élevé que les durées
d’utilisation sont élevées, afin de prendre en compte la diminution du
foisonnement lorsque la durée d’appel augmente.
Il est intéressant de montrer que le terme b c P peut se mettre sous la forme
d’un prix d’énergie multiplié par une quantité d’énergie transportée, de façon à
retrouver la formule binôme habituelle, puissance et énergie.
On note simplement h E P , nombre d’heures d’utilisation de la puissance de
pointe.
c
E
b
E
b
Dans ces conditions, b
P devient g E avec g
1 c
c
c c
D P
h D
h
D
qui est le tarif de l’énergie exprimé en €/kWh.
4.2 Le terme a2 P (changement de notation)
En notant a2 f le coût de la puissance, on a :
a P f P
2
4.3 Formule globale et approximation numérique
La formule de la CRE devient à présent :
1
,
CS
f
P g E
Identique à celle utilisée pour l’Algérie
113
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
A fin de comparaison simplifiée avec le cas de l’Algérie, on considère un client particulier du
réseau de transport français, défini de la façon suivante :
Client raccordé entre 50 et 130 kV, dit client HTB1 ;
Puissance souscrite (confondue avec la puissance appelée) égale à 50 MW ;
Durée annuelle de cette puissance souscrite égale à 5 000 heures,
correspondant à une consommation de 250 GWh par an.
Dans ce cas, la facture annuelle de ce client (2 226 753 €) s’écrit de la façon suivante, pour de
petites variations autour d’une utilisation de 5 000 heures :
M
en
euros
10 362 13,8
P en kW
0,0061
E en kWh
En réintégrant la partie fixe de gestion (10 362 €) dans les tarifs de la puissance et de
l’énergie (au prorata), et en convertissant les euros en dinars algériens (avec 1 euro = 100
DA), on obtient une formule comparable à celle donnée ci-dessus pour l’Algérie (longues
utilisations).
5. Comparaison des deux formules tarifaires
Formule CRE : M en
DA 1386
P en kW
0,613
E en kWh
Formule estimée GRTE : M en
DA 1592
P en kW
0,34
E en kWh
On voit que les deux formules binomiales sont assez proches :
a) Les coûts fixes du réseau sont voisins, correspondants sans doute à des coûts
d’infrastructure sensiblement équivalents.
b) Le prix de l’énergie est plus élevé en France (environ facteur 2). Cette différence
pourrait refléter un différentiel de prix plus favorable à l’Algérie, qui dispose de
ressources naturelles (gaz) abondantes et à plus faible coût d’approvisionnement
pour les centrales de la filiale SPE.
6. Conclusion
La similitude des formules tarifaires suggère qu’il n’existe pas d’obstacles majeurs à la
détermination en Algérie d’une formule binôme pour la tarification du transport de
l’électricité qui soit conforme au décret 05-182 du 18 mai 2005. La lecture de ce décret et de
la loi relative à l’électricité montre qu’il existe un degré avancé d’harmonisation des
méthodologies de tarification de l’Algérie et de l’Union Européenne. Afin de compléter la
mise en œuvre de ce décret, il reste à déterminer les méthodes pratiques de calcul comme par
exemple les clés de répartition des frais fixes entre les niveau de tension et les courbes de
charge des différentes catégories de clients.
114
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE G
DECISIONS COMMUNES RESULTANT DES
ANALYSES DES METHODOLOGIES TARIFAIRES
Dans leur paragraphe 3.6, les termes de référence de l’Action 05 énumèrent une liste de
« décisions » qui seraient à prendre à la suite de l’analyse menée pour harmoniser les
méthodologies tarifaires des trois pays du Maghreb avec celles de l’Union Européenne.
La présente Annexe a pour objet de répondre aux questions posées dans ce paragraphe 3.6.
1. Quelles sont les données nécessaires pour le calcul des tarifs
On se reportera à la section 2.1 du rapport principal qui expose le schéma de la boucle
de planification ; cette boucle définit les données à collecter, sensiblement les mêmes
pour un système intégré et pour un système libéralisé.
Quatre types de données sont à collecter :
a) Aspects institutionnels
Loi sur l’énergie et l’électricité
Organisation de la tutelle (système réglementé) ou organisme de régulation du
système électrique : attributions et étendue des pouvoirs
La publication des tarifs d’électricité, clientèle, fournisseurs d’électricité,
organisations de consommateurs.
b) Données relatives à la grille tarifaire existante
Année de mise en service, catégories d’abonnés, historique des révisions tarifaires,
hausses de tarifs et modifications de la structure des tarifs.
Tarifs subventionnés pour abonnés à faibles revenus, électrification rurale.
Adéquation des tarifs par rapport au prix de revient de l’électricité, bénéfices ou
déficits de la compagnie d’électricité publique.
c) Planification du système électrique
Demande d’électricité passée
Demande future
Les données concernant le nombre d’abonnés par catégorie tarifaire, par niveau de
tension, par usage, les ventes en quantité et en valeur, les puissances souscrites, les
courbes de charge et la modulation de la demande au cours de la journée, de la
semaine, des saisons.
Pertes techniques et non techniques par niveau de tension, bilan électrique.
Offre d’électricité
Coût des pertes techniques
Moyens de production existants ou à mettre en service, principales
caractéristiques, performances, indisponibilités programmés et aléatoires.
Qualité de service, énergie défaillante.
115
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
Coûts de combustible, apport de centrales hydroélectriques.
Programme d’investissements en nouveaux moyens de production, gestion du
système.
Situation actuelle des réseaux de transport THT et HT, et des réseaux de
distribution MT et BT.
Longueurs de lignes, puissance de transformation.
Expansion de réseaux, programme d’investissement en fonction de
l’accroissement des puissances de pointe à chaque niveau de tension.
d) Aspects financiers
Situation financière de la compagnie d’électricité, bénéficiaire ou déficitaire.
Il convient de noter que l’ouverture du marché entre chacun des trois pays devrait
impliquer que les compagnies d’électricité ne reçoivent aucune subvention,
directement ou indirectement, du budget de l’État, que cela concerne l’exploitation
ou l’investissement. Une situation financière saine ou assainie est une condition
essentielle à remplir en vue de l’ouverture des marchés électriques.
Les données concerneront les objectifs et les ratios financiers assignés aux
compagnies, les comptes de résultats des années passées, le budget en cours, une
simulation financière des comptes de l’entreprise publique (comptes de résultats,
tableau de financement, bilan) pour une période future de cinq années environ.
Cette simulation devra être établie en cohérence avec les données recueillies par
ailleurs sur la planification du système électrique.
2. Quelles orientations à donner pour le calcul du coût du capital
La réponse à cette question est donnée dans le corps du Rapport, voir le chapitre 1.
3. Quelle méthode retenir pour la péréquation des coûts
En dehors de la péréquation des coûts en fonction de la distance, réalisée par
l’utilisation du tarif timbre poste, d’autres types de péréquation sont souvent mises en
œuvre. Par exemple :
Pour les clients vulnérables, c'est-à-dire les clients dont les revenus sont
extrêmement faibles ;
Pour les régions éloignées dont les coûts (production, transport et distribution)
sont nettement supérieurs à la moyenne des autres régions plus favorisées. C’est
par exemple le cas pour le Sud algérien, ou pour les Iles faisant partie de l’Union
Européenne.
La règle générale est que, si l’impact sur les clients subventionnés peut être
important (bien être social), l’impact sur les clients qui subventionnent reste
faible ou très faible.
Dans ce cas, il appartient aux États de choisir qui va subventionner : les autres
clients de la compagnie d’électricité ou le budget de l’État.
116
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
4. Quelle est la méthodologie la mieux adaptée pour l’établissement des tarifs
Les tarifs sont basés sur les coûts. Les coûts sont en quelque sorte les briques
élémentaires servant à la détermination des tarifs. Mais le calcul des coûts reste
sensiblement le même quelle que soit la structure du secteur électrique, c'est-à-dire à
peu près le même pour des activités intégrées ou séparées.
Ce qui diffère, c’est la façon dont on se sert de ces coûts pour aboutir à un tarif :
Coût agrégé des activités dans un secteur électrique intégré ;
Coût séparé des activités dans le cas contraire, le coût de la production se trouve
alors exclu du calcul des coûts, puisque la production devient libéralisée avec
formation d’un prix. Les tarifs ne concernent plus que les activités restant
monopolistiques, le transport et la distribution.
En définitive, la question « Quelle est la méthodologie la mieux adaptée… » ne
semble pas posée correctement. Il vaudrait mieux la formuler ainsi : « Comment les
méthodologies tarifaires s’adaptent-elles en fonction de la structure du secteur
électrique »
5. Comment inciter le transporteur à la baisse des coûts
Il convient de distinguer deux types de coûts de transport :
ceux induits par les utilisateurs des installations, et
ceux que peut maitriser le gestionnaire des réseaux
5.1 Coûts liés à la forme de la courbe de charge
Le réseau est dimensionné en fonction de la puissance de pointe transportée,
elle-même liée à la demande instantanée d’électricité. Les incitations à étaler la
demande au cours du temps permettent de baisser cette puissance de pointe, donc
le montant des investissements de réseau, tout en conservant le même flux
d’énergie transportée. Les incitations portent sur la structure du tarif. Un tarif
binôme permet au client d’identifier la nature des coûts qu’il engendre, énergie
et puissance. Des formules plus sophistiquées sont disponibles, avec des coûts de
prime fixe et d’énergie différenciés suivant les postes horaires et les saisons.
5.2 Coûts liés à l’offre de transport
Le gestionnaire de réseau doit présenter au régulateur une justification des coûts
de son activité régulée. En général, une augmentation de sa productivité est
exigée en contrepartie d’une hausse de tarifs, liée par exemple à l’inflation. On
se reportera à l’Annexe C ci-jointe où cette question de Price Cap est abordée.
Les formules de rémunérations des gestionnaires de réseau intègrent souvent de
telles incitations à la réduction des coûts. C’est ainsi par exemple qu’en Algérie,
l’article 13 du décret du 18 mai 2005 dispose que ces formules intègrent des
117
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
incitations à la réduction des coûts et à l’amélioration de la qualité de la
fourniture à la clientèle.
6. Dissociation comptable et comptage. Comment améliorer le comptage
L’accès aux puissances et énergies transitées dans les réseaux aux différents niveaux
de tension exige des mesures adaptées. Celles-ci sont ensuite utilisées pour le calcul
des coûts relatifs à chaque niveau de tension.
Le comptage permet d’obtenir les mesures nécessaires. Pour cela, il faudrait installer
des compteurs partout où des mesures sont souhaitées, et de préférence des compteurs
intelligents.
118
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE H
PRESENTATION DE LA METHODOLOGIE TARIFAIRE DE L’ALGERIE
LORS DE LA SESSION TRANSVERSALE DU 23 MARS 2009 A ALGER
1) Principes tarifaires de la loi n°02-01
Méthodologie et paramètres définis par
réglementation
o Décret n°05-182 du 18 mai 2005
relatif à la régulation des tarifs et à
la rémunération des activités de
transport, de distribution et de
commercialisation de l’électricité et
du gaz
Paramètres à prendre en compte :
o les rémunérations des opérateurs
o la tarification aux clients non
éligibles (captifs)
Objectivité, transparence, non-discrimination
Incitations à l’amélioration:
o de l’efficacité de la gestion,
o du rendement technique et
économique des activités,
o de la qualité de la fourniture
2) Production électricité
Ouverte à la concurrence entre les
producteurs
En régime transitoire :
o Capacités existantes au 01/01/05
allouées en priorité aux clients
alimentés par le réseau BT
o Capacités nouvelles allouées en
priorité clients alimentés par le
réseau HT et MT
A terme, lorsque la concurrence sera
effective
o Contrats bilatéraux entre
producteurs et leurs clients
(distributeurs, clients éligibles,
agents commerciaux,…)
o Achat et vente sur un marché
organisé
3) Rémunération de la Production
d’électricité 1/3
4) Rémunération de la Production
d’électricité 2/3
Dans le cadre de contrats bilatéraux, la
rémunération de la production de l’électricité
est établie librement entre le producteur de
l’électricité d’une part, et le distributeur,
l’agent commercial, le client éligible ou le
gestionnaire du réseau de transport de
l’électricité pour l’achat des pertes, d’autre
part.
Dans le cadre du recours au marché, sa
rémunération est basée sur les
o le prix de l’énergie électrique issu
de l’équilibre offre/demande et
résultant du traitement élaboré par
l’OM ;
o le coût de la garantie de puissance
fournie au système ;
o le coût des services auxiliaires
nécessaires pour assurer la qualité
de la fourniture.
Dans le cadre du fonctionnement du
service public, la production de l’électricité
à partir des installations (du RIN) existantes
au 01/01/2005, est destinée en prioritaire à la
satisfaction des clients BT;
La rémunération de cette production
comprend les coûts d’investissement,
d’exploitation et de maintenance, d’autres
coûts éventuels nécessaires à l’activité ainsi
qu’une rétribution équitable du capital investi
; c.-à-d. selon la formule du RR
119
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
5) Rémunération de la Production
d’électricité 3/3
La production de l’électricité à partir des
installations raccordées au RIN réalisées
suite au recours par la CREG aux AO
pour la construction de nouvelles
installations de production, est destinée en
priorité à la satisfaction des clients alimentés
par les réseaux HTA et HTB.
La rémunération de cette production est
celle qui découle des engagements contractés
à l’occasion de l’octroi de l’autorisation
d’exploiter
6) Transport électricité et gaz
Raccordement au réseau transport
o Réalisé par le GRTE ou par le client
selon une procédure proposée par le
GRTE et approuvée par la CREG
o Niveau de la participation financière
du client défini dans le cahier des
charges du GRTE
Accès au réseau transport
o Garanti au distributeur, agent
commercial et client éligible
o Accordé par l’opérateur du système
o Paiement du tarif uniforme
d’utilisation du réseau
7) Tarif d’utilisation du réseau de
transport
Tarifs d’utilisation du réseau transport :
Transparents, non discriminatoires et
uniformes
Proposés par GRTE et fixés par CREG
Permettent recouvrement du revenu requis
Comprennent une charge fixe par unité
puissance mise à disposition et charge
variable par unité d’énergie transportée
Fonction des tensions de raccordement (400,
220 et 60 kV)
Peuvent dépendre de la période horaire, voire
saisonnière
Publiés par la CREG
8) Rémunération du Transport
Fixée par la commission de régulation
Sur la base de la méthodologie fixée par le
décret tarifaire
Permet le recouvrement du revenu requis par
le tarif
Fondée sur les coûts reconnus pour :
o les investissements
o l’exploitation et la maintenance
o les impôts et taxes
o éventuellement, d’autres coûts
nécessaires à l’activité
o la rémunération équitable du capital
investi
Intègre des incitations à la réduction des
coûts et l’amélioration de la qualité de la
fourniture
120
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
9) Distribution électricité et gaz
Raccordement au réseau de distribution
o Réalisé par le gestionnaire du réseau
concerné ou par le client selon une
procédure proposée par le
gestionnaire et approuvée par la
CREG
o Niveau de la participation financière
du client défini dans le cahier des
charges fixant les droits et
obligations du concessionnaire
Accès au réseau de distribution
o Accessibles aux tiers (clients
éligibles)
o Accordé par le gestionnaire du
réseau
o Paiement d’un tarif uniforme
d’utilisation du réseau
10) Tarif d’utilisation du réseau de
distribution
Tarifs d’utilisation du réseau distribution :
Sont uniformes sur l’ensemble du territoire
national
Transparents, non discriminatoires et
uniformes
Proposés par les gestionnaire et fixés par
CREG
Permettent recouvrement du revenu requis
Comprennent une charge fixe par unité
puissance/débit mise à disposition et charge
variable par unité d’énergie transportée
Peuvent dépendre de la période horaire, voire
saisonnière
Publiés par la CREG
Sont révisés avec la même périodicité que le
RR
11) Rémunération de la Distribution
12) Rémunération de la commercialisation
Fixée par la commission de régulation
Sur la base de la méthodologie fixée par le
décret tarifaire
Permet le recouvrement du revenu requis par
le tarif
Fondée sur les coûts reconnus par la CREG
pour:
o les investissements
o l’exploitation et la maintenance
o les impôts et taxes
o éventuellement, d’autres coûts
nécessaires à l’activité
o la rémunération équitable du capital
investi
o les caractéristiques des zones
desservies
Intègre des incitations à la réduction des
coûts et l’amélioration de la qualité de la
fourniture
Fixée par la commission de régulation
Sous la forme de marges de
commercialisation
Couvre les coûts engagés :
o Relève compteurs
o Facturation et encaissement
o Conseil à la clientèle
o Traitement des réclamations, …
121
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
13) Formule Tarifaire
Rémunération des activités régulées permet le
recouvrement, via le tarif, du revenu requis
Revenu requis déterminé par la CREG en utilisant la
formule suivante :
Où :
RR = CE + CA + TI + rB
B = actifs en service Ŕ amortissements cumulés
Avec :
14) Formule Tarifaire
RR : revenu requis
CE : coûts d’exploitation et de maintenance reconnus
CA : charges d’amortissements
TI : taxes et impôts payés dus
r * B : bénéfice requis
r : coût de rémunération du capital
B : base d’actifs régulée
rfp : rendement requis sur les fonds propres
rd: rendement moyen de la dette
r = (rfp * % fonds propres + rd * % dette)
15) Formule Tarifaire
CE déterminés par CREG :
o Analyse coûts techniques &
comptabilité
o Incitations réduction des pertes
CA déterminés par CREG après avis d’expert
o Base d’actifs initiale et durée
d’amortissement de chaque nature
d’actifs arrêtées par décision CREG
sur base d’études
16) Formule Tarifaire
TI déterminés par CREG :
o Documents fournis
o Législation fiscale en vigueur
r*B arrêté par décision CREG :
o Moyenne pondérée des coûts (fonds
propres et dettes)
o Base d’actifs régulée
CE déterminés par CREG :
o Analyse coûts techniques &
comptabilité
o Incitations réduction des pertes
CA déterminés par CREG après avis d’expert
o Base d’actifs initiale et durée
d’amortissement de chaque nature
d’actifs arrêtées par décision CREG
sur base d’études
Rémunération du réseau transport de
l’électricité déterminée à partir dossier
composé de:
o Business plan sur 10 ans
o Programme d’investissement
o Coût du capital proposé
o Comptes certifiés
o Données physiques et financières
122
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
17) Données Nécessaires pour le calcul de
la rémunération
Rémunération des activités de l’électricité déterminée
à partir dossier composé de :
Business Plan sur 10 ans
o Base d’actifs du débout den la
période
o Les coûts opérationnels
prévisionnels
o Programme d’investissement
o Plan de financement de ces
investissements
Comptes comptables annuels certifiés
18) Les coûts permanents du système
Frais de fonctionnement de la Commission
o Basés sur budget annuel approuvé
par le MEM, Charge sur l’énergie
Commercialisée
Rémunérations des opérateurs des systèmes:
o pour l’électricité proposés par OS
permettent de couvrir coût
dispatching, études, achat de
services auxiliaires
o pour le gaz proposé par le GRTG
Rémunération de l’opérateur du marché à sa
création
Bilan énergétique : données physiques et
financières
Les coûts permanents sont à la charge des
clients éligibles ou non – éligibles, Ils sont
inclus dans:
o Les tarifs finals de fourniture de
l’électricité et du gaz, pour les
clients non éligibles
o Les tarifs d’utilisation des réseaux
de l’électricité et du gaz, pour les
éligibles
19) Coûts de diversification
20) Révision de la rémunération
Définis par décret n°04-92 du 25 mars 2004
o Destinés, sous formes de Primes,
aux projets utilisant les énergies
renouvelables ou la cogénération
retenus suite aux appels d’offres de
la CREG lancés en application de la
politique énergétique
o Ces Primes pouvant faire aussi
l’objet de dotations de l’Etat
sont à la charge des clients éligibles et non -
éligibles
Périodicité : supérieure ou égale à une année
Modalités : demande de l’opérateur ou de la
CREG
Transitoirement et sur une période limitée à 2
ans :
o application progressive de la
méthodologie
o décisions CREG sur base de
dossiers opérateurs
sont inclus dans:
o pour les clients non-éligibles, les
tarifs finals de fourniture de
l’électricité et du gaz
o pour les clients éligibles, les tarifs
d’utilisation des réseaux de
l’électricité et du gaz.
123
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE I
PRESENTATION DE LA METHODOLOGIE TARIFAIRE DU MAROC
LORS DE LA SESSION TRANSVERSALE DU 23 MARS 2009 A ALGER
1) Contexte national
Le Maroc dispose de peu de ressources
énergétiques propres: 97% des besoins en
énergie primaire sont importés.
Renchérissement des prix des combustibles.
Hydraulicité : apport faible à la production (6
% en 2008).
Forte croissance de la demande (7,5 % par an
en moyenne).
Augmentation de la demande en pointe.
2) La puissance totale installée en 2008
Thermique vapeur charbon 1 785
- JLEC (4*330MW) 1 320
- Mohammedia (2*150MW) 300
- Jerrada (3*55MW) 165
Thermique vapeur fioul 600
- Mohammedia (2*150MW) 300
- Kenitra (4*75MW) 300
Cycle combiné (EET) 380
TAG (15*33MW + 6*20MW) 615
Groupes Diesel 69
Hydraulique 1 265
Éolien 114
STEP (Afourer) 464
Total 5 292
3) Bilan national offre - demande
4) Évolution de la demande de l’électricité
Production Privée : 13 042 GWh (54%)
o JLEC : 10 022 GWh (41%)
o EET : 2 867 GWh (12%)
o Éolien : 153 GWh (~1%)
Production ONE : 7 264 GWh (29%)
o Thermique : 5 758 GWh (23%)
o Hydraulique : 1 360 GWh (6%)
o Éolien : 146 GWh
(0,6%)
Interconnexions : 4 261 GWh (17%)
Auto-producteurs : 40 GWh (0,2%)
ONE : Acheteur Unique
o EAN = 24 002,8 GWh
Distribution
o ONE : 8 419 GWh (39%)
o Régies et Gestionnaires délégués :
9 703 GWh (45%)
o Clients directs THT / HT : 3 446
GWh
10,0%
9,0%
8,0%
7,0%
6,0%
5,0%
4,0%
3,0%
Evolution de l'énergie nette appelée en pourcentage
8,8%
8,0%
8,1%
7,1%
6,5% 6,5% 6,2% 7,0%
6,1%
5,8%
5,1% 5,0%
3,2%
124
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
5) Record de la pointe (MW) 6) Cadre réglementaire
1963 : Création de l’ONE
1994 : Introduction de la production concessionnelle
et relèvement du seuil d’auto production à 10 MW.
1997 : Introduction d’opérateurs privés dans la
distribution d’électricité.
1999 : Loi sur la concurrence et libération des Prix
1998 : ONE opérateur sur le marché Spot Espagne
2008 : Relèvement du seuil d’auto production à 50
MW.
2009 : Loi sur l’efficacité énergétique et les énergies
renouvelables.
7) Principes de la tarification
Les principes de la tarification sont:
Égalité de traitement des clients.
Recherche de la réalité des coûts.
Gestion efficace de la demande au niveau
national.
Stabilité de structures tarifaires.
Les tarifs sont fixés par arrêté du ministre délégué
auprès du Premier ministre, chargé des affaires
économiques, sur avis d’une Commission
Interministérielle des Prix.
Les tarifs de vente de l’énergie électrique sont
réglementés et publiés par l’Etat.
8) Historique des principaux
aménagements
Etude nationale de tarification en 1992
Introduction en 1992 de la première structure tarifaire
au cout marginal
Réforme de 1996 :
– Uniformisation des tarifs d’achat
Distributeurs
– Introduction tarif HP
– Aménagement tarifs BT
Arrêté d’octobre 1997 : Institution du tarif vert
Arrêté d’octobre 1998 : Institution du tarif optionnel
THT-HT
Arrêté d’août 2002
prépaiement Nour
: Institution du tarif à
Baisses tarifaires : entre 1997 et 2004
Mesures tarifaires dans le cadre du PNAP
2009 : lancement d’une étude nationale de tarification
125
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
9) Structures tarifaires
10) Structures tarifaires
Tarifs Distributeurs : facturation de la
puissance souscrite mensuelle et de la
consommation par postes horaires;
Tarifs Très Haute Tension et Haute Tension
o Tarif général : facturation de la
puissance souscrite mensuelle, et la
consommation par postes horaires;
o Tarif optionnel : versions tarifaires
et souscription de puissance par
postes horaires.
o Tarif optionnel Super Pointe
Tarifs Basse Tension
o Tarifs monômes par usage par
tranche de consommation
o Système à prépaiement NOUR (tarif
binôme)
o Tarification bi-horaire
o Modèle -20/-20
Tarifs Transit
o Offre dans le cadre du projet
Energipro pour le développement de
l’éolien
Tarifs Moyenne Tension
o Tarif général : facturation de la
puissance souscrite mensuelle, et la
consommation par postes horaires).
o Tarif optionnel : versions tarifaires
et souscription de puissance par
postes horaires.
o Tarif vert : versions tarifaires,
saisonnalité, et facturation de la
puissance appelée.
11) Structures Tarifaires
Tarif intégré par niveau de tension et par
usage
Plaquette de tarifs variés / optionnels
Introduction progressive de tarifs à structure
basée sur le coût marginal
12) Plan National d’Actions Prioritaires
• Pour assurer l’adéquation entre l’offre et la
demande, un plan national d'actions
prioritaires dans le secteur électrique a été
mis en œuvre pour la période 2008-2012.
• Les objectifs fixés par le PNAP relatifs à la
gestion de la demande d’énergie électrique
sur un horizon de trois ans visent à :
• Réduction de 25% la consommation
de l’électricité.
• Effacement de 15% à la pointe.
126
Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
13) Plan National d’Actions Prioritaires :
feuille de route
14) Tarification de la super pointe
optionnelle
Orientation : Commission nationale
d’orientation
Communication
Electricité : Mesures relatives au
renforcement de l’offre
o Renforcement de l’interconnexion
o Mise en place de capacités de
production additionnelles
Électricité : Mesures relatives à la maîtrise de
la demande
o Mesures spécifiques pour les clients
THT – HT
o Mise en place d’une tarification
incitative et sociale
o Contrat programme pour la gestion
de la demande (Etat-Distributeurs)
o Mise en application de GMT + 1.
Cette nouvelle tarification optionnelle vise à
inciter les clients Grands Comptes alimentés
en Très Haute et Haute Tension à s’effacer
davantage pendant les heures de forts appels
de puissance tout en réalisant des gains sur
leurs factures.
Cette tarification a été mise en vigueur à
partir du 21 août 2008.
15) Tarification sociale et incitative:
Modèle -20 / -20
16) Tarification bi horaire optionnelle
Cette nouvelle Tarification vise à inciter les
clientèles de l’usage domestique et de
l’éclairage patenté à réduire leurs
consommations mensuelles d'au moins 20%
par rapport au même mois de l'année
précédente. un bonus sera équivalent à 20%
de la valeur de la consommation mensuelle
économisée sera accordé aux clients
bénéficiaire.
Cette nouvelle tarification propose aux
clients Force Motrice ainsi que les ménages,
une structure tarifaire à deux postes horaires
(Heures de pointes et Heures normale), en les
incitant à s’effacer partiellement pendant les
heures de pointe et/ou déplacer l'utilisation
d'une partie de leurs consommations des
heures de pointe vers l’autre plage horaire et
ce, tout en réalisant des gains sur leurs
factures.
Cette mesure a été mise en application à
partir du 1er mars 2009.
Cette mesure a été mise en application à
partir du 1er mars 2009.
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009

Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
17) Détermination des tarifs
La tarification de l’énergie électrique est basée sur:
18) Conclusion
La détermination des coûts reste
techniquement simple à réaliser
Le coût marginal à court terme en ce qui
concerne la production (Coût de combustible
et coût de défaillance)
Son application demeure extrêmement
complexe
Le coût marginal à long terme (coût moyen
incrémental) en ce qui concerne le transport
et la distribution.
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Intégration progressive des marchés de l'électricité de l'Algérie, du Maroc et de la Tunisie dans le marché
intérieur de l'électricité de l'Union européenne
ANNEXE J
PRESENTATION DE LA METHODOLOGIE TARIFAIRE DE LA TUNISIE
LORS DE LA SESSION TRANSVERSALE DU 23 MARS 2009 A ALGER
1) Plan
2) Textes réglementaires
I. Textes règlementaires
II.
III.
IV.
Rôle de la STEG en tant que gestionnaire du
réseau de transport
Marché de l’électricité
Principe de tarification des clients HT
Décret-loi n° 62-8 du 3 Avril 1962 portant à
la nationalisation de l’électricité et du gaz et
portant création et organisation de la STEG.
la STEG détient le monopole de la
production, du transport et de la distribution
de l’énergie électrique.
Sont exclus de la nationalisation les
installations de production de l’électricité
appartenant à des entreprises ayant à titre
principal d’autres activités.
L’excédent des ces installations est vendu
exclusivement à la STEG.
3) Textes réglementaires
4) Textes réglementaires
loi n° 96-27 du 1er Avril 1996 portant
abolition du monopole de production de
l’électricité.
Concession de la production de l’électricité à
des personnes privées avec vente exclusive à
la STEG en vertu du décret n° 96-1125 du 20
Juin 1996.
Décret n° 64-9 du 17 Janvier 1964 portant
approbation du cahier des charges relatif à la
fourniture de l’énergie électrique sur
l’ensemble du territoire de la république,
Révision du code des hydrocarbures
permettant aux titulaires de concession
d’exploitation de produire de l’électricité à
partir du gaz associé (loi n° 2002-23 du 14
Février 2002).
Dans le cadre de la maîtrise de l’énergie, le
décret n°3232 du 3 Décembre 2002 régissant
les conditions de vente à la STEG de
l’excédent de l’énergie électrique produite
par les industriels à partir d’une installation
de cogénération
Amendement à la loi n°2004-72 du 2 Août
2004 relative à la maîtrise de l’énergie,
Encouragement des autoproducteurs
à produire de
l’électricité à partir d’un système de
cogénération et des énergies
renouvelables
Accès au réseau de la STEG pour
les auto-producteurs indiqués cidessus
pour pouvoir transporter
l’électricité produite sur leur site de
production jusqu’à leurs points de
consommation.
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5) Textes réglementaires
6) Textes réglementaires
Les décrets et textes d’application sont en
cours, ils portent sur :
o Les conditions de vente de
l’excédent de l’énergie électrique à
la STEG,
o Les tarifs de cession,
o Le tarif de transport,
o Le cahier des charges de
raccordement au réseau STEG des
auto-producteurs
o Le contrat de transport et de vente à
la STEG de l’excédent de l’énergie
électrique
Toute création d’un nouveau tarif fait l’objet
d’une décision du Ministre chargé de
l’énergie,
Les tarifs de vente et de cession de
l’électricité sont ajustés par décision du
Ministre chargé de l’énergie,
7) Rôle de la STEG en tant que
gestionnaire du réseau de transport
8) Rôle de la STEG en tant que
gestionnaire du réseau de transport
Assurer la continuité de fonctionnement du
RPT
Garantir la capacité à court, moyen et long
terme du RPT
o Une gestion optimisée du réseau
public de transport de l’électricité et
un programme d’assainissement
adéquat au bon fonctionnement du
RPT,
o Une planification quinquennale et
annuelle du réseau public de
transport
Maintien de l’équilibre de la zone de réglage
Garantir les réserves primaire, secondaire et
tertiaire pour la bonne gestion de l’équilibre
électrique de la Tunisie,
Contrôler les transits des énergies sur les
liaisons d’interconnexion avec les réseaux
voisins
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9) Marché de l’électricité
10) Principes de tarification de la STEG
Échange commercial entre les pays
frontaliers
o Ancien : contrat de vente ou d’achat
ont été réalisés pour une durée
déterminée d’une énergie et d’une
puissance garantie ou de secours,
o En cours de réalisation : contrat
d’échange commercial bilatéral.
La structure des tarifs de la STEG est
déterminée par référence aux coûts
marginaux.
Les coûts marginaux sont calculés, par
niveau de tension, sur la base des
investissements projetés pour un plan
quinquennal.
Échange journalier à bilan nul avec les pays
voisins
11) Principe de tarification des clients HT
12) Principe de tarification des clients HT
Le coût marginal en Haute Tension est égal
à:
o Coût marginal de combustible
majoré des pertes transport (CMC),
o Coût d’anticipation production
majoré des pertes transport (CAP),
o Coût d’anticipation transport
((CAT)
Le tarif est un tarif binôme :
o Terme fixe : Prime de Puissance. Il
reflète une partie du (CAT) +
(CAP),
o Terme variable : Prix d’énergie. Il
est égal à (CMC) + la partie restante
du (CAT) + (CAP)
Le niveau des tarifs est fixé en fonction des
besoins financiers de l’entreprise et selon les
recommandations du Ministère de Tutelle
Conditions d’octroi d’un tarif HT
o le client peut être raccordé :
• Sur le réseau HT, auquel
cas il sera amené à
construire son propre poste
de transformation HT/MT
• Soit sur le réseau Moyenne
Tension, auquel cas il sera
amené à participer au coût
d’un poste HT/MT de la
STEG, à concurrence d’une
puissance minimale de 8
MW.
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Le contenu de la présente publication relève de la seule
responsabilité du consortium mené par SOFRECO et ne peut en
aucun cas être considéré comme reflétant l’avis de l’Union
Européenne.