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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
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
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Rapport Définitif – 26 octobre 2009