Le nouveau système tarifaire

La loi de 1982 a créé deux marchés, un marché libre et un autre strictement régulé, en divisant les petits et les grands consommateurs selon un seuil fixé à 2MW. Pour la première catégorie, dont la puissance appelée est en deçà de 2 MW, la loi fixait des prix régulés dans la mesure où les consommateurs devaient être fournis obligatoirement par des systèmes de distribution. Pour les consommateurs nécessitant une puissance supérieure à 2 MW, le prix de l’électricité était déterminé librement entre les entreprises et les clients par contrat. Près de 35% de l’énergie étaient vendus à ce prix, révélant ainsi l’importance de ce système, reconnu par la loi et qui stipule que les prix des nœuds fixés par l’autorité ne peuvent pas excéder plus de 10% des prix libres.

Les prix de l’électricité doivent être la résultante de la somme des coûts provenant de la génération, de la transmission et de la distribution. Etant donné la séparation des activités de génération-transmission et de distribution, la déréglementation a provoqué la scission du prix en trois parties : le prix de génération-transmission, dit « prix de nœud », le péage payé par la transmission et enfin, les prix de distribution appelés Valeur Agrégée de Distribution (VAD) (Maldonado, 1995). (En référence le graphique n°3.2 ci-dessous).

Les entreprises de production appliquent les prix de nœud de l’énergie aux entreprises de distribution. Ces prix correspondent aux coûts marginaux nécessaires pour satisfaire les demandes de pointe (KW) et d’énergie (KWh), coûts appliqués à chaque nœud de fourniture des réseaux. Autrement dit, les prix de nœud sont constitués par le binôme

dont les deux termes représentent la puissance et l’énergie de nœud. Afin d’établir le prix de la puissance de pointe, la référence est le coût unitaire d’installation de turbines à gaz.

Concernant l’énergie

E N P N

N p p

p = +

19, les prix de nœud sont obtenus en faisant une moyenne des coûts marginaux sur une période de 24 à 48 mois.

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19 Pour l’énergie, le calcul est basé sur un modèle qui prend en compte les coûts marginaux d’opération du système actuel et ses futurs investissements, l’opération du réservoir de régulation inter-annuel, les aléas hydrologiques et le coût de l’énergie dans le cas de faille. Leighton Patricio, 1995, Estudio sobre el Comportamiento de las Empresas Eléctricas en Chile, CEPAL, Santiago de Chile, p12.

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La Commission Nationale d’Energie (CNE) fixe les prix de nœud (prix des diverses sous-stations de chaque système interconnecté). Ces prix sont calculés selon un programme qui prend en compte la moyenne pondérée des coûts marginaux attendus dans les prochains deux à quatre ans, par rapport aux incréments prévus de demande et sur un programme optimal d’installation de centrales pour satisfaire la demande. Les prix résultants ne doivent pas dépasser 10% des prix libres existants (Lorenzini, 1995).

La Valeur Agrégée de Distribution²⁰ est déterminée sur la base de trois facteurs ; premièrement, les coûts d’investissement, d’exploitation et d’entretien des installations de distribution, deuxièmement, les coûts d’administration, de facturation et d’attention aux consommateurs et troisièmement, les coûts des pertes associées à la distribution.

Chaque entreprise fait connaître sa « Valeur Nouvelle de Remplacement » (VNR)²¹ à la Super-intendance d’Electricité et Combustibles (SEC) qui procède à une révision et en fixe la valeur. Si la valeur fixée par la SEC diffère de celle de l’entreprise et en l’absence d’accord, la VNR est fixée par une commission d’expertise. Par ailleurs, la CNE détermine à la fois les secteurs géographiques typiques de distribution et calcule un prix par unité de puissance utilisée dans les heures de pointe et pour une entreprise modèle, afin de réaliser les études de la VAD. Ces études sont réalisées aussi bien par les firmes que par la CNE, avec une pondération de 2/3 pour la CNE et 1/3 pour les firmes de distribution.

Finalement, la CNE élabore la structure tarifaire avec laquelle, les VNR, les coûts d‘exploitation et les revenus des ventes sont calculés à partir des formules tarifaires préliminaires, pour obtenir une rentabilité qui doit être de 10 %. Lorsque la CNE vérifie que les rentabilités des entreprises sont conformes à la loi, elle envoie les tarifs au Ministère de l‘Economie, pour fixer les tarifs à travers leur publication officielle (Rivera, 1999).

Bien que le système de tarification nodal ait fonctionné jusqu’aux années 1990, les taux de rendement ont souvent dépassé les 10% prévus par la loi. Ils ont atteint parfois 15%. La

20 Cette valeur est définie pour quatre ans et est calculée pour une entreprise modèle, conçue et dimensionnée de manière optimale, bénéficiant d’une gestion efficace, et opérant sur un secteur géographique typique avec un taux de rendement de 10% (Maldonado, 1995).

21 Il s’agit de la valeur des installations nécessaires pour la distribution comme si celles-ci étaient neuves. Rivera Eugenio, 1999, Problemas de la competencia y regulacion en Chile. Los desafios del fortalecimiento de la institucionalidad y el marco regulatorio de servicios de utilidad publica, CEPAL, Brasilia, p294.

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tendance à dissocier les prix libres des prix de nœuds devient de plus en plus dominante.

Ainsi, en 1993, l’ENDESA a vendu plus de 70% de l’énergie produite à prix libres²².

De façon générale, le système tarifaire semble convenable, mais plusieurs auteurs considèrent qu’il contient de nombreuses imprécisions et limites, qui empêchent la réalisation d’une concurrence correcte en ce qui concerne la génération-transmission et qui entraînent aussi des distorsions sur la qualité des services de distribution. Ce dernier point sera analysé plus loin, en tenant compte des conditions de la structure du marché chilien où la concurrence est censée être opérationnelle.