1556 BULLETIN OFFICIEL Nº 6914 – 14 moharrem 1442 (3-9-2020)
– Engager également une séparation financière (comptabilité analytique) de ces activités pour éviter tout conflit d’intérêt d’une part, et pour permettre de mieux maîtriser les variables coût et performances de chaque maillon de la chaine d’autre part.
Le découpage recommandé par le CESE est le suivant :
– Le marché de l’électricité (d’énergie ou de puissance) devra être constitué :
• D’un marché administré avec des tarifs fixés à l’avance ;
• Et d’un marché ouvert dans lequel les prix sont du ressort uniquement du vendeur et de l’acheteur.
– Les deux marchés partagent le même réseau physique et des échanges entre les entités agissant des ces marchés doivent être possible.
– Le marché administré doit être le marché majoritaire dans un premier temps pour assurer la sécurité d’approvisionnement. Au fur et à mesure de la sophistication du marché et notamment dans le cadre du scenario III (dit « sur orbite »), le marché ouvert devrait prendre de plus en plus de place pour assurer l’optimisation économique des investissements.
– L’autorité de régulation de l’énergie (ANRE) fixe les bonnes règles d’accès au réseau (ressource rare) ainsi que les tarifs pour les transactions au sein du marché administré. Elle devra assurer la possibilité de tout type de transaction y compris :
• Les microtransactions au niveau de la basse tension (entre particuliers ou coopératives) ;
• Les procédures d’effacement de la part des grands consommateurs et leur rémunération ;
• Le déclenchement et l’arrêt de la demande en fonction d’une tarification flexible (par exemple : le déclenchement de la charge des batteries de voitures uniquement s’il y a des excédents de production éolienne).
– Le marché de l’électricité devra être organisé comme une place de marché (à construire) assurant la transparence sur les transactions et permettant de réaliser rapidement les arbitrages économiques pertinents pour optimiser l’utilisation des centrales électriques.
– La production et le stockage de l’électricité doivent être effectuée par des opérateurs privés selon les modalités suivantes :
• Marché administré : Contrats de type Power Purchase Agreement (PPA) avec une garantie d’achat par l’Office National de Gestion de la Production du Stockage et du Sourcing issue de la séparation juridique avec l’ONEE. Les contrats PPA pourront concerner la production mais aussi le stockage afin d’assurer une garantie de puissance. Cet office sera le seul à même d’acheter de l’électricité à l’étranger dans un premier temps pour ne pas déséquilibrer le marché national.
• Marché ouvert : Producteurs indépendants ne bénéficiant d’aucune garantie d’achat et pouvant vendre de l’énergie à n’importe quel autre acteur du marché national et, dans un deuxième temps, international.
– Le rôle de MASEN, opérateur public qui a pour mission le développement de capacités renouvelables, sera de plus en plus important dans la mesure où l’ensemble des scenarii envisagés donnent une place prépondérante à ce type de production.
– Le transport de l’électricité reste un monopole naturel de l’Office National de Transport d’Electricité (également issu de l’ONEE). Il assure le transport sur les lignes THT et HT ainsi que l’activité de dispatching (équilibre offre demande) et la planification opérationnelle qu’il soumet pour validation au gouvernement. A ce titre, il devra avoir, par la loi, un accès complet à l’ensemble des informations sectorielles nécessaires à la construction des prévisions. Le business model de cet office doit refléter l’objectif qui lui est fixé d’assurer la disponibilité du réseau et l’équité entre les régions. Son business model prévoira donc un timbre de passage avec un tarif unique pour tout kWh qui transite par son réseau quel que soit son point de départ et son point d’arrivée.
– La distribution de l’électricité devra être assurée par des sociétés régionales sous le contrôle des collectivités locales. Ces sociétés devront bien séparer comptablement l’activité de distribution (qui consiste simplement à convoyer l’électricité) pour laquelle elles seront rémunérées par un timbre de passage (qui peut couvrir les coûts de distribution mais aussi d’autres services apportés par ces sociétés) et l’activité de commercialisation/vente dans laquelle elles généreront leur marge sur la différence entre les coûts de vente et d’achat dans le cadre du marché administré. Elles pourront déléguer une partie de leur activité sur un territoire à une société privée dans le cadre de contrats de gestions comme ceux qui existent (après correction des inefficiences notées en infra).
– La commercialisation de l’électricité dans le marché ouvert pourra être le fait d’opérateurs privés qui peuvent acheter de l’électricité en gros et la revendre aux clients résidentiels, professionnels ou aux voitures électriques.
L’autorité de régulation devra garantir le libre accès de ces sociétés privées aux réseaux de distribution à condition de s’acquitter d’un timbre de passage défini par elle.
– Afin d’assurer le bon fonctionnement du réseau dont la complexité va aller en augmentant, des flux d’information sur l’électricité produite et consommée en tout point devront être produits et centralisés