Tarification d'un monopole public : cas de la STEG

Section 2 : Les différents coûts économiques

2.1. Le Coût Marginal de Combustible

Le coût marginal de combustible est calculé par référence à une année d'équilibre entre l'offre et la demande.

Ce dernier est basé sur le placement par ordre croissant de la consommation spécifique des différents groupes de production sur les courbes de charges moyennes mensuelles, tout en tenant compte des indisponibilités programmées et des pannes probables des différents groupes de production.

Le coût marginal de combustible pour une heure donnée est obtenu par le produit de la consommation spécifique et du prix du combustible de la dernière centrale mise en marche.

La nature et le coût du combustible sont deux facteurs déterminants dans le coût marginal de combustible.

Ces coûts sont exprimés en thermies/kWh et en fonction des différents types de combustibles. Ils sont valorisés au prix international, tel que préconisés par la théorie du coût marginal, et aux prix internes (prix d'achat par la STEG) pour permettre une meilleure adéquation avec les tarifs appliqués (devant la flambée des prix du pétrole brut, le niveau des tarifs de l'électricité appliqués ne reflètent plus le niveau requis par les coûts marginaux).

n J I

CMC = 1 k_j 1 Cs_ik P_ik

k=1 J j=1 I i=0

Avec :

CMC  : Coût Marginal de Combustible

CSi  : Consommation Spécifique du groupe marginal à l'heure i

Pi : Prix du combustible

I : Durée en heure

J  : Nombre de mois

kj : Probabilité de défaillance du mois j des n cas de placement

Le coût marginal moyen de combustible est calculé par référence au découpage horaire tel que donné par la structure réelle de la courbe de charge.

2.2. Le Coût d'Anticipation

Le calcul du coût d'anticipation est basé sur les programmes d'investissement retenus dans le cadre du plan quinquennal pour les équipements en moyens de production, de transport et de distribution.

2.2.1 Le coût d'anticipation production :

Pour la détermination du coût d'anticipation production (CAP), la STEG s'est référée au prix du marché d'une turbine à gaz de 120 MW.

Le coût d'anticipation est déterminé sur la base :

Ø Des annuités constantes d'amortissement des investissements calculées sur la durée de vie propre à chaque ouvrage et d'un taux d'actualisation arrêté lors de l'établissement du plan quinquennal

Ø Un historique des charges d'exploitation de chaque ouvrage.

Le coût d'anticipation production exprimé en DT/kW-an est égal à :

I

CAP = ( A + F) x (1 + a)

P_n

Avec :

I  : Investissement (MDT)

Pn  : Puissance nominale du groupe de production

A : Taux d'annuité constante d'amortissement (durée de vie, taux d'actualisation) (DT/kW-an)

F : Frais fixes d'exploitation (DT/kW-an)

a : Taux de garantie (%)

I

est le coût d'un kW installé (DT/kW)

P_n

2.2.2 Le coût d'anticipation transport :

Les investissements des équipements de transport se composent des lignes et câbles Haute Tension (225 kV, 150 kV et 90 kV), de la transformation HT/HT (225/150 kV, 225/90 kV et 150/90 kV) et de la transformation HT/MT (90/30 kV, 90/10 kV, 150/30 kV et 225/30 kV).

Le coût d'anticipation du réseau transport (CAT) est calculé à partir du programme d'équipement en moyens de transport correspondant à la période de référence.

Le coût d'anticipation transport sera subdivisé en deux coûts :

Ø Coût des lignes, câbles et transformations HT/HT et

Ø Coût des postes de transformation HT/MT.

Ce dernier coût (HT/MT) entre dans le calcul des tarifs Moyenne tension.

*Coût d'anticipation transport HT (CATHT) :

Le coût d'anticipation transport HT exprimé en DT/kW-an est égal à :

I

CAT_HT = ( x A) + F

P_HT

Avec :

I  : Investissement (lignes, câbles et transformations HT/HT)

PHT : Nombre de kW supplémentaire de pointe au niveau HT

I / PHT  : Coût d'un kW installé (DT/kW)

F  : Frais fixes d'exploitation (DT/kW-an) et

A  : Taux d'annuité constante d'amortissement

*Coût d'anticipation transport HT/MT (CAT_HT/MT) :

Le coût d'anticipation transport HT/MT exprimé en DT/kW-an est égal à :

CAT_HT/MT = ( I x A) + F

P_HT

Avec :

I  : Investissement (transformation HT/MT)

PHT  : Nombre de kW supplémentaire de pointe au niveau HT

I /PHT : Coût d'un kW installé DT/kW

F  : Frais fixes d'exploitation (DT/kW-an) et

A  : Taux d'annuité constante d'amortissement