Module 3: Pricing et Produits Électricité PDF

Module 3: Pricing et Produits Electricité 07/03/2019 0. Rappel Notions importantes Ÿ Puissance en kW ou kVA Ÿ L’énergie en MWh Ne pas confondre puissance (MW) et Energie (MWh) 1 MW utilisé pendant X heures entraine une consommation de X MWh. 2 Partons d’une facture … 1 CONSOMMATIONS 2 ACHEMINEMENT 3...

Module 3: Pricing et Produits Electricité 07/03/2019 0. Rappel Notions importantes Ÿ Puissance en kW ou kVA Ÿ L’énergie en MWh Ne pas confondre puissance (MW) et Energie (MWh) 1 MW utilisé pendant X heures entraine une consommation de X MWh. 2 Partons d’une facture … 1 CONSOMMATIONS 2 ACHEMINEMENT 3 TAXES 4 CAPACITE 1 2 3 4 5 5 Prix de fourniture 1. Consommation 1. 2. 3. 4. Profilé vs Télérelevé Prévision de consommation Valorisation marché Valorisation des risques CONSOMMATIONS 1 2 ACHEMINEMENT 3 TAXES 4 CAPACITE 5 Prix de fourniture 1. Consommation Quels prix proposons nous ? Prix fixe Ÿ Prix unique sur toute la période de l’année Même prix 7j/7j 24h/24h Prix Heures Pleines / heures Creuses Prix horosaisonnalisé Ÿ Prix différent selon les heures et jours de la semaine Ÿ Prix différent selon les périodes et heures de l’année. Prix Heures Pleines (entre 6h et 22h les jours de la semaine) Prix Heures Pleines hiver Prix Heures Creuses hiver (de Novembre à Mars) Prix Heures Creuses (entre 22h et 6h les jours de la semaine et weekend) Prix Heures Pleines hiver Prix Heures Creuses hiver (de Avril à Octobre) 1. Consommation Comment déterminer le prix ? Données du Client Prévision de consommation Achat de la prévision sur les marchés La qualité et l’exactitude des données utilisées sont essentielles pour acheter au plus juste sur les marchés. 1. Consommation Profilés vs Télé-relevé Exemple d’information communiquée par un compteur à index Exemple de courbe de charge relevée par un compteur CdC Ÿ Un compteur à index relève un volume d’énergie consommée entre deux dates de relève. Il peut relever un ou plusieurs index selon le découpage horo-saisonnier du site. Ÿ Un compteur à Courbe de Charge (CdC) relève et mémorise la puissance consommée par le client chaque 10 minutes. Puissance souscrite < 250 KVa Puissance souscrite > 250 KVa Relève mensuelle Relève à distance QUIZZ n°1: Quelle est la consommation en kWh du client suivant : 10/03/2016 Heure Puissance KW Puissance client au pas 10 min 17:10:00 17:20:00 17:30:00 17:40:00 17:50:00 18:00:00 50 50 50 100 100 100 ? 75 KWh 1. Consommation Prévision de consommation Passé Client à index ou « profilé » Futur Outil de prévision Client « Télé-relevé » Historique de consommation Prévision de consommation acheté sur le marché 1. Consommation Valorisation marché Prix Spot vs Prix Foward On distingue deux sortes d’achat d’électricité sur les marchés de gros : Les achats d’équilibrage au fil de l’eau. On parle alors de prix « Spot », qui correspond au prix physique de l’électricité lors de sa livraison. => Livraison aujourd’hui Les achats à terme qui correspondent à une consommation future. On parle d’achat de produit « Forward » ou « Future ». => Livraison sur les années à venir (Sur 3 ans) 1. Consommation Valorisation marché Evolution du prix spot Evolution du prix forward (= marché à terme) 70,00 65,00 60,00 55,00 45,00 40,00 Baseload Year+1 35,00 30,00 25,00 20,00 3/ 10 /2 01 0 3/ 10 /2 01 1 3/ 10 /2 01 2 3/ 10 /2 01 3 3/ 10 /2 01 4 3/ 10 /2 01 5 3/ 10 /2 01 6 3/ 10 /2 01 7 €/MWh €/MWh €/MWh 50,00 Offre Uniper = Offre forward 1. Consommation Valorisation marché Offre = vendeur d’électricité Demande = Acheteur d’électricité Croisement entre offre et demande = Prix marché 1. Consommation Valorisation marché Deux types de produits sont échangeables sur les marchés futures : Ÿ BL (Baseload) : puissance constante sur toute la période Ÿ PL (Peakload) : puissance uniquement du lundi au vendredi de 08h à 20h PL BL Périodes du marché : Ÿ Calendaire Ÿ Trimestriel Ÿ Mensuel 1. Consommation Valorisation marché BID : Prix des acheteurs ASK: Prix des vendeurs 1. Consommation Valorisation hors marché Ÿ L’ARENH (Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique) Si le marché est en dessous de 42 €/MWh, l’ARENH n’a pas d’intérêt. ARENH = Bloc Baseload annuel 1. Consommation Valorisation marché Problème: Impossible d’aligner parfaitement des blocs marchés à un profil horaire 1. Consommation Valorisation marché Solution : HfC (Hourly Forward Curve) Ÿ Courbe de prix au pas horaire Ÿ Mise à jour 2 fois par jour Historique spot Modélisation Prix marché foward 1. Consommation Valorisation marché Prévision horaire du client MWh Ou Prix horaire du Marché (HfC) €/MWh Prix fixe de l’électron Prix de l’électron 1. Consommation Valorisation marché Hiver Eté Prévision horaire du client par période MWh Hiver Ou Hiver Eté Hiver Prix de l’électron horosaisonnalisé Prix horaire du Marché par période (HfC) €/MWh Prix de l’électron horosaisonnalisé QUIZZ n°2: Quel est le client qui a le prix de fourniture le plus cher ? Ÿ Client 1: Ÿ Client 2: 1. Le client consomme 100 MWh 2. Il produit des stylos à bille couleur rouge 3. Il consomme toute l’année sauf en hiver où il part aux USA 4. Il a deux fils 1. Le client consomme 100 MWh 2. Il produit des stylos à bille couleur bleu 3. Il consomme toute l’année sauf en été où il part en Australie 4. Il n’a pas d’enfant Prix client 1 < Prix client 2 Les clients 1 et 2 ont le même? process industriel et la même consommation mais le client 2 consomme l’hiver quand les prix sont les plus chers. 1. Consommation Valorisation du risque Ÿ Risque de validité Ÿ Risque de « Shape » Ÿ Risque de déformation de profil consommation Ÿ Risque Volume Ÿ Risque d’écart 1. Consommation Valorisation du risque Ÿ Risque de validité Le risque de validité est le risque supporté lors de l’envoi d’un prix ferme valide de quelques minutes à plusieurs jours à une contrepartie externe. Il est donc lié à la volatilité du marché de l’électricité. Principe du « back to back » = pas de position ouverte Ÿ Risque structurel de couverture (shape). Lors de la signature d’un client, la couverture des volumes futurs qui seront consommés par ce client doit être effectuée. Cependant les outils de couverture disponibles sur les marchés à terme de l’électricité sont peu nombreux et il n’existe pas de moyens de couverture horaire en forward. Le fournisseur est donc exposé à la différence entre sa prévision horaire et les produits standards qu’il choisira pour couvrir les volumes de son client. Cette position résiduelle sera ultimement débouclée au marché Spot. 1. Consommation Valorisation du risque Ÿ Risque de déformation de consommation L’évaluation du prix d’un client s’effectue sur la base de la prévision horaire des consommations du client mais aussi à l’aide d’une évaluation horaire des prix futurs de l’électricité : la courbe horaire. Ainsi, le fournisseur supporte un risque à 2 faces liés à ces deux estimations. - Prévision vs Consommation réelle - HfC vs Prix spot 35 30 KWh 25 20 Prevision 15 Consommation 10 5 0 1/1/00 0:00 21/1/00 0:00 10/2/00 0:00 1/3/00 0:00 21/3/00 0:00 10/4/00 0:00 30/4/00 0:00 20/5/00 0:00 9/6/00 0:00 23 1. Consommation Valorisation du risque Ÿ Risque de Volume La prédiction de consommation d’un site ne porte pas uniquement sur la forme horaire de sa courbe de charge, mais aussi sur le niveau global en GWh. En effet, une prévision sur/sous-évaluée, amènera des reventes/achats à un prix futur ou au prix Spot qui peuvent donc engendrée des pertes financières ou…. des gains. Prix sourcing > Prix rééquilibrage Prix sourcing < Prix rééquilibrage Réalisé > Prévision Gain ? Perte ? Réalisé < Prévision ? Perte ? Gain 24 1. Consommation Valorisation du risque Ÿ Risque d’écart Ecart Pénalise Chaque jour l’équipe, de la gestion de portefeuille ajust les niveaux de prévision pour être au plus proche de la consommation possible du client ( prix rééquilibrage = prix spot) Maintenant Avant livraison Jour J livraison Après livraison La différence entre le prévisionnel et la consommation du client est pénalisé financièrement par le gestionnaire de réseau. 25 1. Consommation Valorisation du risque Exactement comme une entreprise d’assurance, UNIPER facture chaque risque à ses clients pour couvrir les pertes potentielles. Ces surcoûts s’appellent les premiums. Risques Client Premiums 1. Consommation Comment limiter les risques ? Qualité et exactitude des données saisies Achat marché adapté Gestion optimale du client 2. Acheminement 1. 2. 3. 4. 1 Contrat Unique vs Contrat CARD/CART Définition du TURPE Version du TURPE Composantes du TURPE CONSOMMATIONS ACHEMINEMENT 2 3 TAXES 4 CAPACITE 5 Prix de fourniture 2. Acheminement Production électrique Transport Distribution Consommateur Tarif d’utilisation du réseau Dérégulé Régulé Dérégulé 2. Le TURPE TURPE : Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité « A quoi ca sert ? » Ÿ Couvrir les coûts engagés par les gestionnaires des réseaux. Ÿ Rémunérer les investissements des gestionnaires. « Quel est le principe ? » Ÿ La péréquation tarifaire : le tarif est identique sur l'ensemble du territoire national,. Ÿ Le principe du « timbre poste » : le tarif est indépendant de la distance parcourue par l'énergie entre le site producteur et le site consommateur Ÿ La tarification : elle est établie en fonction de la puissance souscrite et de l'énergie soutirée. Ÿ L’horo-saisonnalité : certaines versions tarifaires connaissent des variations de prix selon les saisons, les jours de la semaine et/ou les heures de la journée. « Evolue t’il? » Ÿ Chaque année en août. 30 2. Le TURPE OFFRE MARCHE CARD - ACHEMINEMENT TURPE - ENERGIE Prix variable OFFRE MARCHE Contrat Unique - ACHEMINEMENT TURPE - ENERGIE Prix variable 31 2. Le TURPE >36 kVA 250 kV BT Avec différenciation temporelle – 5 périodes horo-saisonnières (CU ou LU) 250 kV > Tension > 36 kV 33 2. Le TURPE Le TURPE est découpé en plusieurs composantes : 1. Composante de Gestion fixe (€/mois) Ÿ contrat unique/ contrat CARD/CART 2. Composante de Comptage fixe (€/mois) Ÿ Type de comptage profilé/télérelevé Ÿ Propriété du compteur 3. Composante de Soutirage fixe (€/kW) Ÿ Une part fixe directement proportionnelle à la puissance souscrite 4. Composante de Soutirage variable (€/MWh) Ÿ Une part variable dépendant des quantités d’énergie consommées 5. Composante de Dépassements (€/mois) Exemple d’un client de 3000 MWh: TURPE Version Composante de gestion (€/mois) Composante de comptage (€/mois) Composante de soutirage - part fixe (€/mois) Composante de soutirage - part variable (€/mois) Coût des dépassements (€/mois) HTA 5,70 42,38 330,84 1 172,20 34 3. Taxes 1. 2. 3. 4. 5. CSPE CTA TCFE Taxes locales TVA 1 CONSOMMATIONS 2 ACHEMINEMENT TAXES 3 4 5 CAPACITE Prix de fourniture 3. Les taxes Ÿ CSPE (Contribution au Service Public d’Electricité) : Assure le financement des obligations de service public des opérateurs et finance, entre autres, les obligations d’achat d’énergie renouvelable et certains dispositifs d’aide aux clients démunis. ð 22,50€/MWh en 2017 Ÿ CTA (Contribution Tarifaire d’Acheminement) : Finance les droits acquis par les agents des industries électricité et gazières. Son taux actuel est de 27,04% en BT et HTA et est assise sur la PART FIXE du TURPE (acheminement) Ÿ TCFE (Taxes sur la Consommation Finale d’Electricité) : Elle est applicable aux sites dont la puissance souscrite est supérieure à 250 kVA. Ÿ Taxes locales (communale et départemental) : S’appliquent aux consommations dont la puissance souscrite de raccordement au réseau est inférieur ou égale à 250 kVA. Les taux sont fixés librement par les communes et les départements. Ÿ TVA (Taxe sur la Valeur Ajoutée) : Le taux de 20% s’applique à tous les postes de la facture, taxes électricité comprises. 36 4. L’obligation de capacité 1. Le mécanisme 2. Calcul de l’obligation 3. Valorisation de l’obligation 1 CONSOMMATIONS 2 ACHEMINEMENT 3 TAXES CAPACITE 4 5 Prix de fourniture 4. L’obligation de capacité Le problème: La pointe de consommation de plus en plus variable + mauvaise rentabilité marché des centrales de pointe = Insécurité de approvisionnement 38 4. L’obligation de capacité § Qu’est ce que c’est ? § § Quel est le principe ? § § Un mécanisme permettant de garantir la sécurité d’approvisionnement d’électricité en période de forte consommation (Hiver). Les fournisseurs sont soumis à une obligation de capacité, proportionnée à la contribution de la consommation de leurs clients à la consommation totale à la pointe. Quel impact sur le contrat de fourniture d’un client ? § Le fournisseur facture au client un surcoût de capacité par rapport à l’obligation de capacité généré par ce dernier. 39 4. L’obligation de capacité Le mécanisme co ntr ôle le t rô n co Vente de certificat Achat de certificat Fournisseur Producteur Marché 40 4. L’obligation de capacité Valorisation de l’obligation Comment donner un prix à un client sans connaître le prix des enchères qui vont tomber ? Grâce à l’indexation suivante: Surcoût de l’obligation = Coefficient d’indexation x Prix dernière enchère Avec Coefficient d’indexation = !"#$%&'$() *+ ,&-&,$'é /()0(11&'$() -2é3$0$())+##+ 41 Conclusion 1 CONSOMMATIONS 2 ACHEMINEMENT 3 TAXES 4 CAPACITE 5 Prix de fourniture Ÿ Prévision de consommation Ÿ Prix marché Ÿ Premiums risques Ÿ Version du TURPE Ÿ Composante Fixe Ÿ Composante Variable Ÿ TVA, Taxes locales, TCFE Ÿ CTA, CSPE Ÿ Niveau d’obligation Ÿ Prix marché Annexe 1: ARENH L’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH) a été mis en place afin d’améliorer la concurrence et consiste à mettre à disposition des fournisseurs alternatifs pour le compte de leurs clients une partie de la rente nucléaire d’EDF. 1) Les fournisseurs font la demande auprès de la CRE, en transmettant les prévisions de consommation de leurs clients. 2) Afin d’éviter les éventuels effets d’aubaine, un mécanisme rétroactif d’ajustement est mis en place pour compenser les volumes accordés en excès si le développement du portefeuille des fournisseurs ne s’est pas déroulé conformément à leurs prévisions. 3) Ce mécanisme prend la forme d’un complément de prix pour toute quantité d’électricité attribuée en excès. Il est réalisé ex post par la CRE sur la base des consommations constatées des clients des fournisseurs pour chaque sous-catégorie de consommateurs. Dispositif effectif depuis le 1er juillet 2011 Prix décidé par décret : 42€/MWh pour le premier semestre 2014 et inconnu pour l’avenir. Droit à l’ARENH : plus vous consommez pendant les heures creuses ARENH, plus votre droit est important Calcul des droits en 2016 : Droit ARENH = moyenne de la puissance consommée toutes les heures de juillet et août et de la puissance consommée pendant les Heures Creuses (HC) de 1h à 7h d’avril à juin et de septembre à octobre + toutes les heures des samedis, dimanches et jours fériés Annexe 2: CSPE Ÿ CSPE (Contribution au Service Public d’Electricité) : 44 Annexe 3: TCFE Les TCFE se décomposent en trois taxes : 1. Une Taxe Communale sur la Consommation Finale d’Électricité (TCCFE), 2. Une Taxe Départementale sur la Consommation Finale d’Électricité (TDCFE), 3. La Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Électricité (TICFE). Depuis le 1er janvier 2016, la TICFE a remplacé la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) et n'est plus réservée aux consommateurs au-delà d’une puissance de 250 kVA. Nom de la Taxe Destination Type des assujetis Montant Taxe communale sur la consommation finale d’électricité (TCCFE) Communes ou établissements publics de coopération intercommunale (EPCI)* Particuliers et professionnels dont la puissance souscrite est inférieure à 250 kilovoltampères (kVA) Entre 0 et 6,375 €/MWh Taxe départementale sur la consommation finale d’électricité* Départements Particuliers et professionnels dont la puissance souscrite est inférieure à 250 kilovoltampères (kVA) Entre 0,5 et 3,1875 €/MWh Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité** État Professionnels et particuliers 22,5€/MWh au 1er janvier 2016 (0,5€/MWh en 2015) Annexe 4: Le TURPE Exemple découpage : 5 périodes horo-saisonnières 1. 2. 3. 4. 5. Pointe Heure pleine hiver Heure creuse hiver Heure pleine été Heure creuse été 46 Annexe 5: L’obligation de capacité Calcul de l’obligation : § La période PP1 constitue la période de référence pour l’établissement de l’obligation de chaque acteur obligé. Période Heures de référence Mois de référence PP1 07h00 < P < 15h00 + 18h00 < P < 20h00 Jours ouvrés des mois de novembre à mars (diminués des vacances scolaires de Noël) § Le signalement des jours PP1 est transmis en J-1 à 9h30 par RTE § Il est fondé sur un critère de consommation. § Le nombre de jours PP1 signalés varie entre 10 et 15 par année de livraison. source: RTE 47 Annexe 6: L’obligation de capacité Calcul de l’obligation : 90 000 80 000 70 000 Previsions (MWh) 60 000 50 000 40 000 30 000 CAPACITE Novembre à Décembre (PP1) CAPACITE Janvier à mars (PP1) 20 000 10 000 no v. -1 5 dé c. -1 5 5 t.1 oc 15 pt.- 5 se ao ût -1 5 ju il. -1 -1 5 ju in 5 ai -1 m 15 r.av m ar s- 15 15 fé vr.- ja nv.-1 5 0 source: RTE 48 Annexe 7: L’obligation de capacité Calcul de l’obligation : 90 000 Obligation = 𝑴𝒐𝒚𝒆𝒏𝒏𝒆 𝑷𝒖𝒊𝒔𝒔𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒔𝒖𝒓 𝒑é𝒓𝒊𝒐𝒅𝒆 𝑷𝑷𝟏 ∗ 𝑪𝒐𝒆𝒇𝒇𝒊𝒄𝒆𝒏𝒕 𝒅𝒆 𝒔é𝒄𝒖𝒓𝒊𝒕é 80 000 70 000 Previsions (MWh) 60 000 50 000 40 000 30 000 CAPACITE Novembre à Décembre (PP1) CAPACITE Janvier à mars (PP1) 20 000 10 000 no v. -1 5 dé c. -1 5 5 t.1 oc 15 pt.- 5 se ao ût -1 5 ju il. -1 -1 5 ju in 5 ai -1 m 15 r.av m ar s- 15 15 fé vr.- ja nv.-1 5 0 source: RTE 49 Annexe 8: L’obligation de capacité Valorisation de l’obligation Combien ça coûte ? On valorise l’obligation de capacité au PRM ou prix de la dernière enchère Le PRM ? Prix de Référence Marché = Moyennes de prix des enchères pré-livraison Les enchères ? RTE organise avant chaque année calendaire des enchères de capacité : Année Y-4 à Y-1 avant fourniture Enchère 1 Enchère 2 Enchère 3 Enchère 4 Enchère 5 Année de fourniture Y Enchère 6 Enchère 5 PRM = Moyenne des prix des enchères pour l’année Y 50