Memoire Online - Tarification d'un monopole public : cas de la STEG

A celui qui m'a indiqué la bonne voie en me rappelant que la volonté fait toujours les grands Hommes

A ceux qui ont fait preuve de soutiens, et qui m'ont donné une motivation sans prix

A celle auprès de qui j'ai trouvé un soutien sans complaisance et des encouragements sincères.

Remerciements

Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il apparaît opportun de commencer par des remerciements, à ceux qui m'ont beaucoup appris au cours de ce stage, et même à ceux qui ont eu la gentillesse de faire de ce stage un moment très profitable.

Mr AHMED BEN AYED, qui m'a formé et accompagné tout au long de cette expérience professionnelle avec beaucoup de patience et de pédagogie.

Enfin, je remercie l'ensemble des employés de pour les conseils qu'ils ont pu me prodiguer au cours de ces mois.

Introduction générale......................................................................1

Section 1 : Monopole public et tarification au Coût moyen.......................................3

1.1. Apparition du monopole public..........................................................3

1.2. Tarification au coût moyen................................................................4

Section 2 : Autres types de règlementations.....................................................5

2.1. Réglementation par le prix.................................................................5

2.2. Autres types de réglementation...........................................................7

Section 1 : Historique de la tarification...........................................................10

Section 2 : Politique de tarification actuelle....................................................12

2.1. Les intérêts de la politique instaurée....................................................12

2.2. Les objectifs...............................................................................13

la flambée du prix de pétrole...................................................16

Section1 : Généralités ........................................................................18

Section 2 : Les différents coûts économiques.............................................20

2.1. Le coût marginal du combustible...................................................20

2.2. Le coût d'anticipation...................................................................23

2.3. Tarifs au coût marginal...............................................................27

Section 1 : Objet et cadre de l'étude.......................................................28

1.1. La population d'intérêt...............................................................28

1.2. Collecte des données................................................................29

1.3. La classification des clients mesurés..............................................30

1.4. Description de la typologie retenue................................................31

1.5. Structure de la courbe de charge de la population d'intérêt....................34

Section2 : Gain en terme d'énergie.........................................................35

2.1. Structure d'usage de l'électricité et usages transférables.......................35

2.2. Commentaires........................................................................38

Conclusion générale......................................................................40

Introduction générale

u fait que l'électricité est indispensable aux industries en tant que bien de consommation intermédiaire et à la population, en tant que bien de consommation finale (éclairage, ou pour tout autre usage domestique). Cette énergie est donc un bien d'utilité publique qui doit être accessible à chaque individu ou prestataire de services, moyennant un prix raisonnable, objectif, transparent et non discriminatoire.

En Tunisie, à la veille de l'indépendance, l'activité électrique était gérée par sept sociétés concessionnaires^1(*) chargées de l'alimentation des principales régions du pays.

A l'avènement de l'indépendance dans le but d'harmoniser le secteur de l'énergie électrique et du gaz, l'Etat Tunisien, qui par la loi N°62-8 du 3 Avril 1962, à créé la Société Tunisienne de l'Electricité et du Gaz (STEG) et il lui a confié la production, le transport et la distribution de l'électricité et du gaz ,confrontée aux difficultés de faire face à une demande croissante et soutenue avec des ressources énergétiques de surcroît, fort limitées, la STEG à été appelée à relever maints défis afin de réussir son développement et atteindre son objectif principal .

Sa mission est de produire, transporter et distribuer l'énergie électrique. Ces trois segments ont connu une nette évolution depuis la création de la société.

En ce qui concerne l'électrification globale, elle est passée de 21% en 1962 à 99.2% en 2006, en milieu rural cette dernière est passée de 6% à 98% durant la même période. Ceci grâce à l'augmentation de la puissance installée qui est passée de 100MW à 3250MW entre 1962 et 2006.

D'où un nombre de clients électricités de 2 689 000 et un nombre de clients gaz de 283 416 en 2006.

L'électricité en tant que service public et dont le financement était partiellement assuré par des subventions publiques est aujourd'hui confrontée à un nouvel environnement influencé par certains événements, aussi la flambée des prix des hydrocarbures qui suite au choc

pétrolier des années 70^2(*), a remis en question bien des orientations la priorité est désormais l'économie de l'énergie et la production à faible consommation de combustible.

D'où le passage de la STEG d'une entreprise qui se limite à couvrir une demande en énergie de plus en plus croissante à une entreprise qui favorise la qualité à travers l'écoute de ses partenaires, la planification de ses actions et le respect de son environnement.

La grande majorité de l'électricité du pays est produite à base d'énergies fossiles^3(*) (97 % de la capacité totale), le résidu étant produit à partir d'énergie hydroélectrique et éolienne. Le pays dispose d'une capacité totale de 2 900 MW alors que la consommation atteint 10,76 milliards de kilowattheure en 2003.

Pour faire face à cette demande qui ne cesse d'augmenter la STEG est contrainte d'instaurer une politique tarifaire efficace qui vise la réalisation des objectifs de tout les intervenants l'Etat, les consommateurs et la société.

De ce fait, notre travail de recherche se propose de présenter les limites de la politique tarifaire actuelle de la STEG appliquée en basse tension (BT) en vue d'instaurer un système de tarification plus efficace.

· Le premier chapitre est réservé à la présentation des modes de tarification du monopole public.

· Le troisième chapitre développera la méthode de tarification en soulignant l'approche du coût marginal.

· Le dernier chapitre sera entièrement consacré à une étude empirique visant l'instauration d'une politique de tarification à poste horaire pour les clients BT.

Notre conclusion générale est réservée à la discussion des résultats des différents chapitres.

Section 1 : Monopole public et tarification au coût moyen

Apparition du monopole public

n remarque dans beaucoup de sociétés les services publics comme l'électricité, le gaz, l'eau..., sont offerts par des monopoles réglementés par l'Etat. La première question qui se pose consiste a savoir pourquoi les marches de concurrence ne sont pas capables de fournir de tels biens et services ?

Naturellement le libre fonctionnement des marches concurrentielles conduit à une allocation optimale des ressources au sens de Pareto^4(*) .Or pour certains biens et services les processus de production présentent des rendements d'échelles croissants^5(*) qui caractérisent les industries a forte intensité capitalistique donc présentant des coûts fixes très élevés par rapport au coûts variables d'où une propension naturelle à la concentration industrielle.

En effet, économiquement cette concentration est efficace puisqu'elle permet la réalisation d'une production au coût le plus faible, d'un point de vu social la recherche de profit maximal peut conduire à une forme d'inefficacité dans le fonctionnement des marches

C'est pourquoi de nombreux monopoles sont contrôles de manière plus ou moins étroite par la puissance publique notamment lorsqu'il s'agit d'entreprise nationalisée dans ce cas l'Etat peut obliger le monopole à respecter certains principes notamment en matière de détermination de prix .Ces entreprises sont appelées monopoles publics.

AKARI (1999)^6(*) écrit : « les problèmes de tarification des monopoles publics sont d'une grande actualité. D'abord parce que le rôle économique de la tarification comme instrument d'utilisation optimale des équipements et d'allocation des ressources n'a pu apparaître véritablement que dans la période la plus récente. Ensuite, parce que l'évolution technologique considérable dont on bénéficie le secteur en question a fait apparaître au grand jour les distorsions entre la structure des coûts et celle des tarifs ».

1.2. Tarification au coût moyen

L'Etat peut imposer une tarification au coût moyen c'est-à-dire demander a l'entrepreneur d'une entreprise privée réglementée ou une entreprise publique détentrice d'un monopole naturel de tarifier au P^CMet de vendre les quantités correspondantes q^CM.

Dans ce système de tarification l'optimum social n'est pas atteint et on est amené à une perte de rendement social ou d'efficacité .on qualifie ce mode de tarification « optimum de second rang ».

« La firme en place fixera un prix égal à son coût moyen de production car tout prix supérieur au coût moyen attirerait les entrées potentiels. En clair, la peur de l'entrée des

concurrents potentiels est suffisante pour amener le prix pratiqué sur ce marché jusqu'au CM »^7(*).

Donc ce mode de tarification n'est que la solution la plus appropriée pour que le marché soit un marché contestable et qu'aucune firme ne peut dominer ce marché longtemps avec un prix de monopole.

La politique de tarification au coût moyen permet facilement de distinguer les utilisateurs des non utilisateurs. Elle nous donne aussi des indications sur le niveau d'utilisation individuel d'un tel service.

Ce mode de tarification est une solution de « moindre mal » dit également un optimum de `second rang' contrairement à la tarification au coût marginal qui apparaît comme un optimum de `premier rang'et qui entraîne des pertes pour le monopoleur.

Ce qu'on cherche par cette technique de réglementation est nécessairement la maximisation du surplus collectif sans tenir compte de rendement ou d'efficacité.

Section 2 : Autres types de réglementation

2.1 Réglementation par le prix

Le taux de rendement du capital peut être utilisé comme moyen de réglementation puisqu'il est très facile à administrer ainsi qu'il ne requiert pas d'informations difficiles à obtenir la réglementation du taux de rendement consiste à encourager la firme a utiliser plus du capital que la combinaison optimale de production c'est à dire à inciter l'entreprise à utiliser un montant excessif de capital afin d'augmenter la base sur laquelle ce taux est calculé.

L'application de ce type de réglementation permet de résoudre un certain nombre de problèmes mais ceci n'implique pas qu'elle est la meilleure puisqu'elle n'encourage pas la minimisation des coûts.

Nous avons vu précédemment que les différentes techniques de réglementation sont incitées à produire à coûts élevés et donc à appliquer des prix élevés : cependant ce mode de réglementation est destiné à « encourager une production efficace en permettant aux firmes de garder tous les gains en termes de coûts qu'elles réussirait à effectuer au cours de la production ».

Les commissions de réglementation font souvent recours à la réglementation par price-cap puisqu'elle permet aux firmes d'améliorer l'efficacité de ces opérations des prix plus faibles pour les consommateurs et des profits les plus élevés pour les firmes.

La tarification Ramsey-Boiteux consiste à « minimiser le bien être social en garantissant un équilibre budgétaire de l'opérateur »^8(*).elle peut être résumée d'une autre façon : les monopoleurs doivent fixer les résumée d'une autre façon telle que les quantités produites soient égales à celle enregistrées en cas de tarification au coût marginal. Pierre Piccard écrit : « la règle Ramsey-Boiteux nous dit que le monopole naturel public soucieux de l'intérêt général »^9(*)

Il se voit que la tarification à la Ramsey est optimale mais ne vérifie pas un optimum de `premier rang' « elle n'incite ni à l'effort ni à l'innovation »^10(*) puisqu'elle n'encourage pas à la minimisation des coûts.

2.2 Autres types de réglementation

Dans plusieurs pays, le monopoleur propose généralement à ses clients un tarif binôme c'est-à-dire un tarif composé de deux parties :

Ø Une partie (abonnement) : payée par les consommateurs afin de couvrir les coûts fixe de la production

Ø Une partie variable et modulable proportionnelle a la consommation effective de l'usager : c'est une tarification au coût marginal.

Généralement ce mode de tarification est appliqué dans le secteur de télécommunication, gaz, électricité...

L'utilisation de ce tarif pose le problème de discrimination par les prix basée soit sur la quantité consommée, soit sur le type du consommateur. De fait le monopoleur propose à ses

clients de choisir un tarif binôme (A, t) (adapté au gros consommateurs) et un tarif uniforme p (p>t) afin d'échapper du coût d'abonnement (généralement pour les petits consommateurs).

Le tarif binôme et le tarif uniforme sont représentés sur le graphique suivant :

Le choix entre le tarif binôme et le tarif uniforme dépend du nombre de consommations effectives.

Dans le cas d'un monopole qui produit un seul type de bien les rendements d'échelles croissant impliquent que le coût moyen à L.T est décroissant, il y a donc économie d'échelle et le coût marginal est toujours inférieur au coût moyen la tarification qui égalise alors le prix au coût marginal conduit nécessairement à un déficit.

Le surplus collectif est égal à la surface hachurée dont on déduit les coûts fixes

Le déficit dont on parle « n'est pas du a une mauvaise gestion »^11(*) et les profits négatifs réalisés ne sont pas un signe d'inefficacité .Cependant, celui-ci doit être combler par des subventions elles sont souvent « perçus comme des primes à une gestion peu rigoureuse et de ce fait mal acceptée par les contribuables »^12(*).

Section 1 : Historique de la tarification

a tarification de la STEG est définie dans le cadre de la politique energitique nationale. Les tarifs de l'électricité doivent englober toutes les charges d'investissement et d'exploitation relatives à la production de l'électricité.

Avant la création de la steg en 1962, la distribution de l'électricité était assurée par plusieurs sociétés concessionnaires chacune vendait a des prix différents de ceux pratiqués par les autres sociétés.

Il est à noter que la politique des prix à connu quatre grandes périodes : une première période avant 1970, une deuxième période allant de 1970 à 1976 une troisième allant de 1976 à 2004 et une quatrième après 2005.

Dans un premier temps, le décret du 14 Janvier 1961 définit cinq zones géographiques (Nord, Centre, Sfax, Gabès et Gafsa, et Sud). Des coefficients tarifaires sont appliqués à chaque région allant de 1 à 1,3.

Dans un deuxième temps, et après la création de la STEG et la promulgation du cahier des charges de l'électricité, l'arrêté du 29 Janvier 1963 ajuste les tarifs en maintenant :

La deuxième période se caractérise par l'interconnexion du réseau électrique sur tout le territoire tunisien ce qui a contribué à :

L'élimination des tarifs régionaux et la simplification des tarifs dont, le nombre est réduit de 70 à une vingtaine.

Ø En 1971 : Le démarrage d'une étude sur les tarifs ayant pour but d'agir sur la structure même des tarifs. Il s'agit de parvenir à une plus grande «vérité des prix» c'est à dire des prix reflétant le mieux possible les coûts réels entraînés par la fourniture de l'électricité. Cette étude doit en principe amener chaque consommateur de l'énergie électrique à orienter son choix vers l'utilisation la plus avantageuse en lui faisant payer tout le coût supplémentaire dont il est responsable. C'est sur ce principe que s'est basée la politique tarifaire à la STEG.

Ø En 1974 : La création de tarifs à postes horaires reflétant la vérité des prix destinés aux clients Moyenne Tension (MT).

Cette période se caractérise par la généralisation de la tarification à postes horaires aux gros clients de la Haute Tension (HT) et à l'élimination des tarifs à usages.

Ø En 1991 : L'élimination des deux tarifs à usage en Basse Tension (BT) : le tarif chauffage et climatisation et le tarif irrigation uniforme. Ces tarifs ne seront plus accordés aux nouveaux clients mais par contre les anciens clients continuent à en bénéficier.

Ø En 2000 : La révision des délimitations des postes horaires. Dans le but d'adapter les tarifs à la structure de la demande, laquelle à connu un changement se caractérisant par une deuxième pointe matinale durant la saison chaude, la définition des postes horaires a été revue en conséquence

Cette période se caractérise essentiellement par les actions d'économie d'énergie, suite à la flambée du prix du pétrole et par :

Ø La création de tarifs à tranches progressives pour les clients BT à noter que cette tarification est contraire au principe du coût marginal.

Section 2 : La politique tarifaire actuelle

L'énergie électrique est un produit indispensable au développement d'un pays et dont la pénurie entraînerait des conséquences économiques considérables.

C'est à cette question que répond la politique tarifaire qui vise les intérêts des consommateurs, de la nation et des producteurs.

2.1. Les intérêts de la politique instaurée

Qui est représenté par l'intérêt individuel et ce dernier tourne autour de quatre grands axes :

S'agissant de bénéficier du prix le plus bas tout en gardant les mêmes habitudes de consommation, être traité de manière juste et équitable et de manière à ce que les groupes d'individus ayants les mêmes caractéristiques payent le même tarif, aussi avoir une structure tarifaire stable et compréhensible qui tient compte du niveau de vie et du pouvoir d'achat et enfin de bénéficier d'un service continu de qualité.

Ø Constituer un instrument efficace à la réussite de la politique économique et énergétique du pays afin d'assurer une assiette de revenu à l'Etat (impôts et taxes).

Il est représenté par l'intérêt de l'industriel qui consiste à rendre le service sans difficulté financière, utiliser les équipements de production selon des critères d'efficience économiques et techniques et développer, renouveler et entretenir l'ensemble des équipements de production, transport et distribution dans les temps impartis.

2.2. Les Objectifs

La politique tarifaire actuelle de la STEG est mise en application depuis le début du cinquième plan quinquennal (1976-1981) et dont les objectifs tracés continuent à être améliorés et adaptés en fonction des intérêts des différents intervenants.

C'est suite à des ajustements tarifaires que certains objectifs sont réalisés

Le niveau des tarifs fixés doit permettre de couvrir l'ensemble des charges permettant le mieux possible l'équilibre budgétaire tel que le total des recettes couvre l'intégralité des dépenses.

Les recettes supplémentaires, récoltées à la suite d'un ajustement tarifaire, permettent à la STEG de faire face à l'augmentation des facteurs de production (combustibles particulièrement) et de reconstituer sa capacité de financement.

Dans ce cadre, la STEG à réalisé plusieurs ajustements tarifaires qui ont contribué, à plus ou moins brèves échéances, à améliorer la situation financière de l'entreprise.

Cet objectif va encore constituer dans l'avenir la première justification de tout nouvel ajustement tarifaire.

La vérité des prix est l'opération qui consiste à facturer un service au prorata des ressources qu'il mobilise, lorsque c'est possible. Quand le coût du service se décompose en coûts fixes et coûts variables, la question devient plus difficile à trancher, et l'est en général par :

La vérité des prix peut être considérée comme l'objectif de tout tarificateur d'un bien ou d'un service.

Elle englobe un certain nombre de notions et concepts à savoir la conformité avec les coûts.

La vérité des prix est atteinte lorsqu'on reflète dans les tarifs les différents coûts engendrés, tout au long de la chaîne de production, transport et distribution, pour satisfaire une demande variable dans le temps et dans l'espace.

L'électricité est un produit non stockable et la demande est très variable d'où le kWh est un service dont le coût n'est pas uniforme dans le temps.

L'égalité de traitement des clients consiste à attribuer un même tarif aux clients ayant les mêmes caractéristiques.

Mais en face de la vision du politique et partant de son caractère d'entreprise publique, la STEG est contrainte d'entraver à certains objectifs.

La cohérence du système tarifaire consiste à donner à la vérité des prix au moins une part de son sens en faisant de sorte que l'écart entre les tarifs d'un même niveau de tension soit justifié économiquement et que la différence de niveau des prix des tarifs des différentes tensions soit la plus juste possible.

Le respect de la notion de cohérence interne du système tarifaire aboutira à l'élimination progressive des tarifs préférentiels^13(*) (ou du moins leur alignement sur d'autres tarifs) dont les prix ne sont pas justifiés économiquement et qui sont en contradiction avec l'objectif national d'économie d'énergie.

La vérité des prix guidant notre démarche dans la détermination des tarifs de l'électricité, la cohérence avec les autres prix de l'énergie à l'échelle nationale devient une nécessité afin de servir au mieux l'intérêt général, d'utiliser rationnellement l'énergie sous toutes ses formes et d'orienter parfaitement le choix des industriels et des ménages quant à l'énergie à utiliser.

La Société Tunisienne de l'Electricité et du Gaz étant une entreprise publique, la détermination du tarif n'est pas exclusivement de son ressort.

Le tarif est souvent un instrument utilisé par les pouvoirs publics pour accompagner les politiques industrielles ou pour effectuer des redistributions des revenus.

La simplicité des tarifs permet une meilleure compréhension de ces tarifs et une gestion moins coûteuse.

Pratiquement, elle est atteinte par le biais de la simplification qui consiste à diminuer le nombre des tarifs et le nombre des tranches.

Il est à noter que les tarifs actuels de l'électricité sont au nombre de 14 (voir annexe 1) :

Sachant que les tarifs de la BT ont été au nombre de huit mais trois d'entre eux ne sont plus accordés depuis 1999 et qui sont le tarif chauffage et climatisation, le tarif chauffe eau et le tarif irrigation uniforme.

Bien que la perspective d'économie d'énergie rentre dans un cadre national, la STEG pour sa part, contribuera à cet objectif par la généralisation des tarifs à postes horaires et par la vente de l'énergie à son coût réel. De ce fait, le prix deviendra le seul garant de l'économie d'énergie. Ceci incitera d'avantage les abonnés à l'utilisation rationnelle de l'énergie.

D'autres mesures seront prises en vue de renforcer l'économie d'énergie telle que la politique d'encouragement de la production d'énergie électrique à partir des énergies nouvelles et renouvelables^14(*) : la STEG a déjà mis en application une tarification fort encourageante pour les auto producteurs qui lui livrent le surplus d'énergie qu'ils produisent et pour les cogénérateurs et les campagnes dans le cadre de la maîtrise de l'énergie pour sensibiliser les ménages et les industriels à l'utilisation rationnelle de l'énergie.

2.3. Les facteurs influençant la politique tarifaire : la flambée du prix de pétrole

Courant 2006 les prix se sont légèrement tassées aux environ de 60$ ils sont repartis à la hausse en 2007 atteignant des cours historiques a 80$ (12 septembre) puis 90 (19 octobre) et le mercredi 2 janvier 2008 le baril atteint 100$ pour la première fois de son histoire.

La première explication de cette hausse est le décollage fulgurant des importations des pays émergents desquels la Chine, l'Inde,...

En revanche, l'Arabie saoudite, tout comme les autres pays membres de l'OPEP (l'Organisation des pays exportateurs de pétrole) n'a pas mis la main à la pâte pour moderniser

ses installations pétrolières et se montre incapable d'augmenter massivement sa production pour répondre à la demande.

Sans oublier le contexte géopolitique instable qui planent sur les pays du Golfe et les risques d'attentats contre les puits situés en Irak.

Ces prix élevés suscitent certaines inquiétudes, les économies importatrices de pétrole qui n'ont pas accès aux technologies permettant de substituer le pétrole sont les plus touchées.

Pour le cas de la Tunisie la grande majorité de l'électricité du pays est produite à bases d'énergies fossiles (97% de la capacité totale) le résidu étant produit à partir d'énergie hydroélectrique et éolienne.

Pour l'évolution de l'incidence de l'augmentation du prix du baril sur les tarifs de l'élélctricité aux différents stades de livraison nous nous sommes basées sur la structure du coût du KWH.

Les formules d'indexation^15(*) du tarif sur le coût du combustible sont comme suit :

Section 1 : Généralités

En matière d'électricité, la théorie économique indique qu'une gestion conforme à l'optimum économique de Pareto doit aboutir à tarifier les fournitures à leur coût marginal. L'optimum économique de Pareto se résume comme suit :

«La théorie économique montre que, dans un environnement parfait avec une répartition parfaite des revenus, toute décision qui accroît la satisfaction d'au moins un individu sans diminuer celle d'aucun autre, est une mesure d'intérêt général qui a lieu lorsque tout bien ou service est vendu à son coût marginal pour atteindre le maximum de la fonction d'utilité collective».

La vente au coût marginal répond au souci d'une entreprise de service public, à savoir vendre à un prix tel que toute décision du consommateur d'accroître sa consommation lui coûte autant qu'à la nation.

De ce fait, le prix est un moyen qui permet d'orienter le choix des consommateurs, il est aussi un instrument sélectif d'une politique économique et sociale.

Le coût marginal correspond au coût de la production d'une unité supplémentaire. En pratique, on s'intéresse plutôt au coût d'une série supplémentaire.
En effet, dans l'industrie notamment, on lance plutôt une série supplémentaire qu'une unité supplémentaire.

Par définition, il comporte toujours des charges variables (puisqu'il y a accroissement de la production). C'est notamment le cas de la consommation de matières 1ères ou de MOD.

Le coût marginal peut également comporter des charges fixes. En effet, il peut arriver qu'il faille modifier la structure pour produire une unité (ou une série) supplémentaire.

Le coût marginal est le coût supplémentaire de production, transport et distribution engendré par la fourniture d'un kW^16(*) ou d'un kWh supplémentaire.

Ce coût est décomposé en deux éléments : Un coût proportionnel à la quantité supplémentaire de combustible brûlé appelé coût marginal de combustible et un coût d'anticipation qui est égal à la somme de l'amortissement économique et des charges fixes des équipements de production, transport et distribution

Avant de passer à la démarche suivie pour établir les coûts marginaux de l'électricité à la STEG, il est opportun de présenter les différents stades de vente de l'électricité.

L'énergie électrique peut être vendue à différents stades selon l'emplacement du client.

Entre la production et la fourniture de l'énergie électrique ont lieu plusieurs phases de transformation et ce pour des raisons principalement techniques.

Les différentes étapes de la production et la distribution de l'électricité peuvent être schématisées comme suit :

D'après ce schéma, on peut donc conclure que l'électricité peut être vendue à partir de trois points différents :

D'ou la nécessité de calculer les coûts marginaux par niveau de tension (HT, MT et BT).

Section 2 : Les différents coûts économiques

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).

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.

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.

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

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

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 distribution :

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.

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

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

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.

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.

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

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 :

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).

Section1 : Objet et Cadre de l'Etude

ans le cadre de la maîtrise de l'énergie, entre autre dictée par la conjoncture internationale du prix du pétrole, la STEG compte instituer une tarification à postes horaires à ses clients domestiques de la Basse Tension.

Ce type de tarification est proposé dans le but d'écrêter la pointe et ce, soit par le transfert de certaines utilisations de la pointe vers les heures creuses, soit par la réduction de la consommation en pointe.

De ce fait, une campagne de mesure de charge concernant un échantillon de clients BT à usage domestique a été lancée en octobre 2005.

Cette action a été entreprise dans le but de mieux comprendre le comportement de la population d'intérêt. L'exploitation des données de mesures, a permis d'opérer une « classification » des individus de la population étudiée en fonction de la forme de leur courbe de charge. On a essayé par la suite d'expliquer, l'appartenance de chaque individu à une classe donnée, par des variables observables tels que la consommation et le niveau de souscription de la puissance.

La population, dont on espère connaître le mieux que possible, est identifiée à celle ayant une consommation annuelle supérieure à 3600 kWh et une puissance souscrite supérieure à

3 kVA. . Le choix du critère de constitution de la base de sondage, se justifie par la position de l'hypothèse suivante : un client résidentiel n'est susceptible d'avoir des usages transférables vers des heures hors pointe, que s'il dispose d'installations fortes consommatrices d'électricité, notamment celles susceptibles de fonctionner en nuit.

En d'autres termes, on cherchera à examiner la population située à l'extrémité supérieure de la distribution statistique (Cf. Annexe 3) de la clientèle BT domestique.

La base de sondage est constituée par une liste exhaustive des clients BT domestique ayant une consommation annuelle égale ou supérieure à 3600 kWh et une puissance souscrite comprise entre 3 et 13kVA.

Etant donné que la taille de l'échantillon est tributaire du nombre des appareils de mesures disponibles, 120 clients localisés à la région du Grand Tunis ont été sujets du panel de l'étude.

Les 120 clients ainsi échantillonnés ont fait l'objet de mesure des appels de charge pendant une période s'étalant sur un an (octobre 2005 jusqu'à octobre 2006).

Le mesurage des données de charge a été réalisé à l'aide d'appareils enregistreurs du type CIMEL^17(*). Ces appareils, au nombre de 120, sont installés en parallèle avec les compteurs des clients. Ils ont la capacité d'enregistrer les puissances par un pas d'intégration de douze minutes. Les données ainsi obtenues sont stockées dans des cassettes en mode hexadécimal.

Vu la vétusté de l'appareillage de mesure, on a procédé au filtrage des données, dans un souci d'obtenir des courbes de charges non biaisées et interprétables.

Après épuration des donnés d'entrée, seulement 56 clients on été retenus pour l'analyse.

1.3. La classification des clients mesurés

La méthode expérimentale suivie dans cette étude suppose la recherche des courbes de charge individuelles des principales composantes de la population d'intérêt qui serviront ensuite à identifier la structure de consommation de la population d'intérêt, à la fixation d'une délimitation adéquate des postes horaires et à la simulation de la tarification proposée.

Nous procéderons, dans ce qui suit, à déterminer une partition des clients mesurés en classes plus ou moins homogènes, puis nous présenterons une interprétation de la typologie ressortie.

La classification des individus mesurés selon leur comportement d'appel de puissance, met en évidence trois types de modulation (voir Graphique 1) reflétés dans une partition de classes plus ou moins homogènes. Par ailleurs, il est à signaler, que la description des classes se basera sur répartition de la consommation par postes horaires.

Classe 1 : cette classe, regroupe 30% de l'effectif (17 clients) et responsable de 28% de l'énergie consommée (26% et 74% respectivement en saison d'hiver et en saison d'été). Un client appartenant à cette classe, consomme en moyenne 10 056 kWh/an et utilise sa puissance souscrite pendant 1367 h/an, soit 3,5 h/jour.

La plage horaire durant laquelle les coefficients de modulation dépassent la valeur moyenne (100%), est assez large (11 heures) et couvre ainsi, sept heures du poste Jour, les 3 heures du poste Pointe et seulement une heure du poste Nuit.

Un creux de nuit entre 3h et 6 h où, la charge est relativement constante et les coefficients de modulation atteignent leur minimum.

Pendant la saison estivale, les coefficients de modulation dépassant la moyenne sont enregistrés entre 15h et 24 h : dans cette plage horaire une seule pointe est enregistrée à 16h (un éventuel foisonnement de l'usage du téléviseur et de la climatisation).

Un creux matinal, observé entre 8 h et 10 h et intégrant le minimum de charge.

Pendant les heures de nuit, les coefficients de modulation avoisinent les 90 %. Ce pourcentage, peut impliquer une utilisation excessive de la climatisation.

La consommation, due aux heures de pointe est de l'ordre de 35%(21% en poste de Pointe et 14% en poste Soir)

Cette classe, regroupe 54% de l'effectif (30 clients), consommant 45% de l'énergie ; 25% en saison d'hiver et 75% en saison d'été. Les abonnés de cette classe, consomment en moyenne 10155 kWh/an et utilisent leur puissance souscrite pendant 1 159 h/an, soit 3,18 h/jour.

Pendant les heures d'hors pointe, les appels de charge sont continuellement au dessous de la moyenne.

Les heures de nuit sont assez chargées, comme l'indiquent les niveaux relativement élevés des coefficients de modulations.

Les heures d'après midi, sont marquées par un appel légèrement élevé, enregistrée à 15 h.

La consommation, due aux heures de pointe est de l'ordre de 36% (22% en poste de pointe et 14% en poste du soir).

La forme de cette classe nous rappelle, celle relative à la clientèle de la MT à tarif uniforme. En effet la courbe de charge réduite associée à cette classe, se distingue par ;

une pointe du jour enregistrée à 11 h et un creux pendant les heures d'inter séance de travail.

Ainsi, on peut affirmer, que ces clients ne peuvent être en aucun cas, des usagers domestiques, mais ils utilisent de l'énergie électrique pour des usages mixtes (domestiques et autre que domestiques). Par exemple, un atelier artisanal installé au sein du local, ou bien au sein d'une annexe.

Par ailleurs, cette classe se distingue parmi les autres, par une durée d'utilisation relativement longue (2 000 h/an) et par une consommation annuelle moyenne importante : 21 000 kWh /an.

Vu que la détermination de la courbe de charge reconstituée, dépend étroitement de l'extrapolation des données d'échantillonnage, on a procédé à la recherche de clefs de partition des classes retenues.

A cet effet, on fait recours à l'Analyse Discriminante Linéaire Incrémentielle^18(*) dont l'intérêt est la recherche d'une combinaison linéaire des « variables explicatives » (la puissance souscrite, la consommation annuelle, la durée d'utilisation de la puissance souscrite, la répartition de la consommation par postes horaires) du modèle qui peut « prédire », le mieux que possible, l'appartenance des individus à leur classe respective.

Les résultats de cette analyse, montrent que les paramètres tarifaires, s'avèrent incapables de discriminer significativement entre les classes de la typologie retenue, mais a contrario, la répartition de la consommation par postes horaires a réussi, en expliquant la variable dépendante (la typologie), à « affecter » correctement 84% des individus à leur classe respective. En d'autres termes, seule, la forme de la courbe de charge compte pour l'affectation des individus.

L'estimation de la courbe de charge de la population d'intérêt est obtenue par la synthèse additive des courbes de charge individuelles des trois classes de clients relatives à une journée moyenne d'hiver et une journée moyenne d'été.

En outre, on signale que l'estimation de la courbe de charge a été basée sur les appels journaliers moyens et non pas par référence à une journée particulière (généralement la journée de pointe nationale).

Le graphique 2, illustre la structure de charge de la population d'intérêt, avec et sans omission de la classe 3 à laquelle on a attribué auparavant une mixité d'usages. Cette distinction, est maintenue dans le but de mettre en exergue, l'impact de la classe 3, sur la forme ainsi que sur les niveaux horaires de la courbe de charge de la population d'intérêt.

L'existence des abonnés ayant un usage mixte, a pour cause, la déformation de la courbe de charge de la population d'intérêt.

La courbe de charge de la population d'intérêt n'a pas de pointe matin, mais en revanche elle présente une pointe soir durant les deux saisons

En été, les niveaux des appels de charges, pendant les heures d'après midi, se rapprochent de ceux des heures de pointe du soir, ceci est probablement dû à la climatisation.

Les nivaux importants des appels de charge que présentent certaines catégories de clients domestiques, peuvent êtres responsables de l'étalement de la pointe nationale (jusqu à 16h).

D'après les courbes de charges moyennes retenues il serait opportun de fixer une tarification par poste horaire qui tient compte des heures pointes et des heures hors pointes, des heures où l'appel de puissance est le plus coûteux et des heures où il est moins coûteux.

Section 2 : Gain en termes d'énergie

Cette tarification vise les clients constituants la population d'intérêt, les clients domestiques ayants des usages transférables d'un poste à un autre.

En fait la structure de l'utilisation de l'énergie électrique chez un client moyen se présente comme c'est indiqué dans le tableau 1. :

Usages	Consommation		Déplacement de l'usage vers poste horaire hors pointe
Usages	En %	*GWh^19()**	Hiver	Eté
réfrigération	40.7	1282	Non	Non
télévision	21.6	680	Non	Non
éclairage	17.7	557	Non	Non
Chauffage des locaux	4.8	151	Non
Chauffage de l'eau sanitaire	4.5	142	Non	Non
climatisation	3.4	107		Non
Machine à laver	2.2	69	Oui	Oui
Fer a repassé	0.6	19	Oui	Oui
*Autres usages^20()**	4.5	142	Oui	Oui
total	100	3149

Sur la base des hypothèses retenues et du taux des équipements des ménages tunisiens on conclut qu'on moyenne 80 % de leur consommation occasionnée par la réfrigération, la télévision et l'éclairage, n'est pas transférable d'un poste à un autre. Les usages finaux de l'électricité transférables sont la lave linge, le fer à repasser et enfin les usages des appareils électroménagers.

Si on estime que la consommation est reportée de façon égale entre les postes pointes et hors pointe donc on aura les résultats synthétisés dans le tableau 3. :

Usages	Consommation en GWh			Consommation pointe transférable
Usages	total	Hors pointe	pointe	%	GWh
Machine à laver	69	35	35	10	3.5
Fer à repasser	19	9	9	15	1.35
Autres usages	142	71	71	10	7.1
Total	230	115	115	35	12

La consommation totale susceptible d'être déplacée vers le poste hors pointe est ainsi estimée à 12 GWh.

Or la production d'un GWh diffère selon qu'il s'agit d'une production en pointe ou hors pointe tel que :

Si les clients domestique déplacerons leur consommation de la manière estimée il y aura un gain énergique de :

2.2. Commentaires

Malgré que cette étude manque de pertinence à cause de la non fiabilité des données exploitées (Vu la vétusté^22(*) de l'appareillage de mesure, taille de l'échantillon assez réduite...), les résultats de celle-ci ont permis de tirer quelques conclusions et de recommander quelques actions :

Identification de trois profils de charge relatifs aux clients domestiques, aussi on a bien pu remarquer que les clients domestiques ne sont pas responsables de la pointe (matin) nationale.

L'existence de clients ayant un usage mixte, risque de controverser l'intérêt du tarif BT domestique à poste horaire.

Signaler aux client le fait de considérer que le coût du KWH consommé diffère d'un poste à l'autre : il est plus coûteux pendant les heures de pointe, et lui donner la possibilité de mieux gérer sa courbe de charge en transférant quand c'est possible des charges coûteuses dans le but de diminuer sa facture d'électricité et de réaliser des économies de combustible en orientant la consommation vers des périodes creuses ne faisant pas appel à des moyens de production à consommations spécifiques élevées.

Conclusion Générale

otre étude consacrée à la politique de tarification d'un monopole réglementé soit la STEG à mis en exergue les différents modes de tarification d'un monopole public ainsi le mode de calcul de ses différents coûts économiques.

Toutefois la politique tarifaire vise à répondre à certains intérêts et à la réalisation de certains objectifs mais le fait d'être dans un environnement variables régi par la flambée du prix de pétrole et la tendance des usagers vers une utilisation excessives et parfois irrationnelles contrarie les orientation de la société.

En signalant au client que le coût du KWh consommé diffère d'un poste à un autre

et qu'il est plus coûteux pendant les heures du pointes et essayer autant que possible de facturer au client le vrai coût qu'il occasionne dans les investissements collectifs, et enfin dans le but de réaliser un gain en terme d'énergie en étalant la pointe par le fait de déplacer quelques habitudes de consommation, la STEG compte instaurer une tarification par poste horaire pour ses clients BT .

Mais avant toute application de cette tarification il serait d'une grande importance d'analyser certains éléments tel que quel sera le gain apporté au niveau de la facture du client ?et partant d'une consommation de base incompressible (minimum de confort) occasionnée par le réfrigérateur, l'éclairage et le téléviseur, seuls les clients les mieux équipés profiteront. Donc serait-il équitable d'introduire ce tarif ?

* ² En 1973, la guerre éclata entre Israël et les pays Arabes., les membres arabes de (OPEP), annoncent un embargo sur les livraisons de pétrole contre les États « qui soutiennent Israël ». Les acheteurs firent augmenter les prix sur les marchés pétroliers en essayant de s'assurer des stocks de production.

* ³ L'énergie fossile désigne l'énergie que l'on produit à partir de roches issues de la fossilisation des êtres vivants : pétrole, gaz naturel et houille (charbon). Elles sont présentes en quantité limitée et non renouvelable.

* ⁴ Vilafredo Pareto (1848-1923), économiste et sociologue italien ,est l'auteur du Manuel d'économie politique (1906) qui a légué à l'économie néoclassique plusieurs concepts fondamentaux tels que l'utilité ordinale ou l'optimum de Pareto .

* ⁵ Les rendements d'échelle représentent l'accroissement de l'efficience (faire avec moins de moyens) à la suite de l'augmentation des facteurs de production.

* ⁷ SCHOOTER (1996), « micro-économie : une approche contemporaine », P 288

* ¹⁴ Énergie renouvelée ou régénérée naturellement, indéfiniment, et inépuisable, à l'échelle temporelle : énergie solaire, hydraulique, éolienne, ...

* ¹⁶ Le kWh qui est l'énergie fournie par une puissance de un kilowatt pendant une heure soit 3 600 000 J.

* ¹⁷ CIMEL des appareils qui mesurent simultanément le rayonnement incident par un capteur situé sur le haut du boîtier et produisent une mesure

* ¹⁸ Le logiciel va construire un modèle de discrimination pas à pas. À chaque étape le logiciel va examiner toutes les variables et évaluer celle qui contribue le plus à discriminer entre les groupes. Cette variable sera alors introduite dans le modèle puis il passe à l'étape suivante.

* ²¹ Le tonne équivalent pétrole (TEP) est la mesure utilisée pour exprimer et comparer des énergies de sources différente

* ²²Dépréciation subie par un bien en raison de son usure, de son ancienneté ou de son mauvais entretien, exprimée en pourcentage et qui peut entraînée une réduction de l'indemnité due par l'assureur en cas de sinistre.