Tarification d'un monopole public : cas de la STEG

Le coût d'anticipation distribution :

On distingue au niveau de la distribution, deux coûts d'anticipation :

Ø le coût d'anticipation de la distribution MT qui est déterminé à partir du programme d'équipement de la distribution et concerne le réseau Moyenne Tension (y compris les postes de transformation MT/MT) et

Ø le coût d'anticipation de la distribution BT qui se calcule à partir du coût de développement du réseau Basse Tension et qui comprend les lignes BT et les postes de transformation MT/BT.

Pour le calcul du coût d'anticipation, seuls les investissements supportés par la STEG sont pris en compte sachant que l'enveloppe relative à l'assainissement pour le renouvellement des ouvrages existants n'est pas prise en compte dans le coût.

2.2.4 Le coût d'anticipation pertes comprises :

Les coûts d'anticipation définis ci-dessus seront majorés des pertes transport et distribution.

2.3. Tarifs au coût marginal

Deux approches sont utilisées pour le calcul des tarifs au coût marginal pour tous les niveaux de livraison de l'électricité à savoir :

Ø La méthode du «Tarif Idéal» et

Ø La méthode du «Tarif Objectif».

2.3.1 Méthodes du Tarif Idéal

Cette méthode donne des tarifs purement théoriques. Elle consiste à imputer au prix d'énergie de la pointe tout le coût d'anticipation par simple division de celui-ci par la durée d'utilisation théorique de la pointe définie par la STEG. Le tarif ainsi déterminé ne comporte aucune redevance de puissance.

Les prix d'énergie des autres postes sont égaux aux coûts marginaux de combustible correspondants, majorés des pertes jusqu'au niveau de livraison de l'énergie considérée.

Ce tarif n'est pas pratiqué car le prix de pointe y est trop élevé et les prix des autres postes sont bas. Si on appliquait ce tarif, la pointe réapparaîtrait fatalement avant et/ou après la période de pointe actuelle.

Bien qu'elle soit purement théorique, cette méthode dont les calculs sont fort simples, donne quand même une limite claire du maximum du prix d'énergie de la pointe et des minima des prix des autres postes.

Ce tarif contient un prix d'énergie uniquement.

Pj = CMCj

Pp = CMCp + CA/dp

Pn = CMCn

Avec :

Pj : Prix d'énergie jour,

Pp : Prix d'énergie pointe,

Pn : Prix d'énergie nuit,

CMC : Coût Marginal de Combustible,

CA : Coût d'anticipation et

dp : Durée du poste pointe.

2.3.2. Méthode du Tarif objectif

Cette méthode presque aussi simple que la méthode précédente, essaie de répartir le coût d'anticipation sur les différentes composantes du tarif.

Une partie du coût d'anticipation est directement imputée à la redevance de puissance puisque celle-ci est exprimée, comme le coût d'anticipation, en dinars par kW et par an.

Le reste du coût d'anticipation est réparti sur les différents postes horaires définis et sera imputé au prix de l'énergie.

La répartition du coût d'anticipation production par postes horaires sera déterminée en fonction de la probabilité de défaillance relative à chaque poste.

Quant aux coûts d'anticipation transport et distribution, ils seront répartis en fonction des gains économiques engendrés par le développement de ces investissements dans l'exploitation du système électrique.

La répartition par postes horaires des coûts d'anticipation transport et distribution est estimée à la STEG faute d'autres indications plus précises en matière de planification.

Ce tarif comprend une redevance annuelle et un prix d'énergie des différents postes horaires.

CA - RA

P_j = CMC_j + X x ( )

d_j

CA - RA

P_p = CMC_p + Y x ( )

dp

CA - RA

P_n = CMC_n + Z x ( )

d_n

Avec :

RA : Redevance Annuelle,

CA : Coût d'Anticipation,

CMC : Coût Marginal du Combustible,

X, Y, Z : Pourcentage de répartition des postes horaires (X + Y + Z = 100 %),

Pj : Prix d'énergie jour,

Pp : Prix d'énergie pointe,

Pn : Prix d'énergie nuit,

dj : Durée annuelle du poste jour,

dp : Durée annuelle du poste pointe et

dn : Durée annuelle du poste nuit.

La vente de l'énergie électrique sur la base du coût marginal devrait orienter en principe le choix du consommateur vers les utilisations les plus avantageuses pour la collectivité, en leur faisant payer les charges supplémentaires dont ils sont responsables.

C'est une méthode qui, si elle touchait tous les tarifs, permettrait d'atteindre en principe trois objectifs à savoir :

Ø Objectifs économiques : vérité des prix,

Ø Cohérence interne du système et égalité de traitement des clients et

Ø Économie de l'énergie.

La tarification au coût marginal est symbolisée dans le système tarifaire par les tarifs à postes horaires concernant aussi bien la Haute que la Moyenne Tension.

Ainsi, la STEG a procédé à la création des tarifs à postes horaires en 1974 pour les clients MT et en 1976 pour les clients HT.

Actuellement, l'approche adoptée pour la tarification de l'énergie électrique livrée en Basse tension la tarification à tranche progressive de consommation.

La STEG a procédé en 1980 à la création des tarifs socio-économiques pour les clients BT bien qu'ils sont contradictoires avec le principe de la théorie marginaliste.

Ce système de tarification, a été mis en place suite à l'intervention de l'Etat dans une optique de soutient des ménages les plus démunis.

Ainsi, ce système se voulait à la fois dissuasif et social, la progressivité devait de freiner la consommation des gros consommateurs et le prix relativement bas de la première tranche devait donner l'accès à l'électricité au plus grand nombre. Or de cette manière, on accorde le prix du kWh le plus bas aux clients dont la consommation au coût le plus élevé.

Les gros consommateurs à longue utilisation sont les plus pénalisés malgré que le coût de leur fourniture est largement inférieure au coût d'une fourniture livrée au petits utilisateurs à courte utilisation (voir annexe .2).