Fichier PDF - Ministère de l'énergie et des mines

I n t é g r a t i o n p r o g r e s s i v e d e s m a r c h é s d ' é l e c t r i c i t é d e l ' A l g é r i e , d u M a r o c e t d e l a T u n i s i ed a n s l e m a r c h é i n t é r i e u r d e l ' é l e c t r i c i t é d e l ' U n i o n e u r o p é e n n eb. Exemple B : Vente aux enchères explicitesLe coût de production du secteur C étant le plus élevé, les demandes D4 et D5 vontchercher à minimiser leurs coûts en se positionnant sur les secteurs A et B qui ne peuventfournir que 180 MW au total. Un schéma d’alimentation possible pourrait se présentercomme suit :La centrale C1 prend en charge l’alimentation de D4 (100 MW).Les centrales C3 et C4 entrent en compétition dans la vente aux enchères pourl’acquisition des capacités de transit. Dans cette situation, c’est la centrale C3 qui est enmesure de proposer l’offre la plus élevée pour les 80 MW tout en restant compétitive (parexemple 21 € / MW) car son coût de production est inférieur à celui de la centrale C4.La centrale C5 sera sollicitée pour un complément de 20 MW.L’ensemble de la demande sera satisfait avec un coût de production de 12 600 € auquel ilfaut ajouter 1 680 € pour payer la capacité de transit.c. Exemple C : scission du marché (market splitting)Dans cette option, pour que le marché soit efficace, il doit disposer de toutes les informationsnécessaires sur les contraintes de transit pour pouvoir établir un plan de production enadéquation avec les possibilités du réseau. En l’absence de goulot d’étranglement,l’ensemble de la demande (500 MW) pourrait être satisfait par les centrales C2, C3 et C4avec un coût marginal de 30 € / MW. Tenant compte de la limitation des capacités, le secteurC ne peut exporter que 80 MW pour un besoin total de 300 MW. Le plan de production doitdonc être modifié pour intégrer cette contraint ce qui donnera :Production des centrales C1 et C2 : 200 MW chacune.Production C3 = 80 MW.Production C4 = 0 MW (coût de production supérieur à C3).Production C5 = 20 MW.Ce programme de production fait apparaitre deux zones de prix :Le secteur B avec un prix marginal de 20 € / MW (coût de la centrale C3).Les secteurs A et C qui constituent la deuxième zone de prix avec 50 € / MW ce quireprésente le coût de la centrale C5.En tenant compte des prix marginaux, le bilan financier s’établit comme suit :Zone de prix Montants payés au producteur Montants réglés par la demandeA : 50 € /MW 200 MW x 50 €/MW= 10 000 € D1 : 100 MW x 50 €/MW = 5 000 €200 MW x 20 €/MW = 4 000 € D2 : 100 MW x 20 €/MW= 2 000 €B : 20 € / MW 80 MW x 20 € /MW = 1 600 € D3 : 100 MW x 20 €/MW= 2 000 €C : 50 € / MW 20 MW x 50 €/MW = 1 000 € D4+D5 : 200 MW x 50 €/MW= 10 000 €Total 16 600 € 19 000 €Le GRT encaisse un surplus de 2 400 € qu’il doit consacrer au renforcement du réseau.79Méthodes de calcul des tarifs de transit international et gestion des congestions – Rapport définitif I Mai 2010S O F R E C O I I P A E n e r g y + W a t e r C o n s u l t i n g I A E T S I Va t t e n f a l l P o w e r C o n s u l t a n t s A B