Les gains associés

 

Mon éditorial via You Tube

J’ai décidé d’utiliser mon blog pour documenter mon travail entier de recherche et pas uniquement la préparation du business plan pour le projet EneFin. Ça fait trois projets au total ; à part le concept d’entreprise vous connaissez déjà, donc EneFin, je suis en train de préparer un autre business plan, pour un concept de startup développé par mon ancien étudiant dans le marché des services médicaux ; le troisième truc c’est un livre sur le secteur FinTech. Vous trouverez une description de ces trois directions de travail dans ma dernière mise à jour en anglais : Crossbreeds, once they survive the crossbreeding process.

En ce qui concerne le projet EneFin et le marché d’énergie, je suis en train de revoir mes sources d’information. Je me suis intéressé à deux articles quelque peu couverts de poussière – puisqu’ils datent de 1999 : Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networks I: Financial Rightspar Paul Joskow et Jean Tirole suivi par Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networks II: Physical Rightsdes mêmes auteurs. La raison pour laquelle je veux les étudier à fond est le fait qu’ils reflètent un aspect important du marché de l’énergie : les mécanismes que je propose dans le cadre du concept EneFinpour le marché de détail marchent depuis longtemps dans le marché de gros. Ledit marché de gros fonctionne, de façon routinière, comme tout autre marché, à un rythme réglé part des équilibres locaux entre l’offre et la demande, avec l’utilisation de toute une gamme des produits financiers et en présence d’une forte régulation légale. Les contrats long-terme s’y entremêlent avec des transactions ponctuelles du type spot. Par comparaison, les contrats long-terme que nous, les particuliers, signons avec nos fournisseurs directs d’électricité ont l’air, en fait, une relique dont la seule raison de demeurer toujours en place semble être une vague appréhension vis à vis de ce qui pourrait se passer si on s’en passait.

Je commence donc par une courte introduction en la matière desdits « transmission rights » ou « droits de transmission ». Je commence par une évidence : personne ne peut signer ses électrons. Une centrale électrique charge dans le réseau de transmission 10 MWh et ces 10 mégawatt heures ont un prix de gros. Quelqu’un doit payer ce prix, avec une marge de détail, à la fin de la chaîne de distribution. Ce quelqu’un c’est nous, les consommateurs finaux, qui, de notre côté, n’avons aucun moyen de savoir d’où est-ce qu’ils viennent exactement, ces électrons que nous mettons dans le compresseur de notre frigo ou bien dans le moteur de notre machine à laver. A la rigueur, avec beaucoup de mesurage dans le réseau, il est possible de calculer la probabilité que la kilowatt heure donnée que je suis en train d’utiliser vient d’une centrale électrique donnée, mais ce calcul ressemble largement à de la physique quantique : ce qu’on a c’est seulement une probabilité.

Tout réseau de distribution d’électricité est donc comme un réservoir doté d’un système des valves à l’entrée et à la sortie. Une centrale électrique peut identifier la valve à travers laquelle son énergie entre dans le système (le nœud ou le site de chargement) et – dans une certaine mesure – elle peut identifier la valve de sortie (nœud/site de consommation) et cette identification est possible grâce au système des contrats et d’instruments financiers. « Dans une certaine mesure » veut dire que l’identité exacte du consommateur final est dans le domaine de décision du distributeur local d’énergie, qui est en charge du réseau local de moyenne et de basse tension. Un nœud de consommation d’énergie est donc le point exact dans le réseau de distribution ou l’électricité distribuée en haute tension est transformée en moyenne ou basse tension et « transmise » au distributeur local. Un nœud de consommation est aussi un point de facturation.

Là-dessous, vous pouvez voir une présentation graphique de la structure du réseau de transmission d’énergie, qui, à son tour, fait l’ossature du marché. Plus loin en-dessous vous trouverez l’équation de revenu gagné par une centrale électrique comme fournisseur primaire d’électricité.

La structure du réseau

 La structure du réseau

 

L’équation de revenu de la centrale électrique

 Revenu de la centrale electrique

Dans ce cadre général, différents points de facturation peuvent enregistrer des prix substantiellement différents. L’échelle de cette disparité dépend du pays et, dans une grande mesure, de l’heure de facturation. Le marché d’électricité s’étend sur 8760 heures dans l’année (8784 si c’est une bissextile) et chacune d’elles peut s’associer avec un prix différent.  Un fournisseur primaire d’électricité (une centrale électrique) peut acheter des contrats à terme (instruments financiers dérivés) qui sont déjà pré-facturés à un prix défini pour un nœud de consommation précis et une heure précise. C’est comme si ce fournisseur primaire s’achetait une facturation en avance. Ces contrats à terme sont précisément appelés « droits de transmission », puisqu’ils simulent, sur le plan légal et financier, une situation où un fournisseur primaire d’énergie acquiert une garantie que son énergie sera vendue et facturée comme si elle était consommée à un nœud précis du réseau et à un moment précis.

Les deux articles que je suis en train de passer en revue – Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networks I: Financial Rightset Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networks II: Physical Rights– signés Paul Joskow et Jean Tirole développent une théorie de fonctionnement du marché d’électricité dans le contexte des droits de transmission. A l’époque quand ces deux articles étaient écrits, en 1999, les droits de transmission étaient parmi les rares instruments financiers typiquement « spot » (c’est à dire correspondants aux transactions ponctuelles sans appui direct dans des contrats long-terme) appliqués dans le marché de gros en électricité. Étudier le fonctionnement des droits de transmission était un excellent prétexte pour étudier la libéralisation du marché d’énergie au sens large.

Je me suis intéressé à ces deux articles pour deux raisons : auteurs et conclusions. Quant aux auteurs, le nom de Paul Joskow en ce qui concerne le marché d’énergie est un peu comme celui de Paul Krugman dans la géographie économique. Même si je décidais de le contourner, ce serait à mes propres risques et périls. Quant à Jean Tirole, je respecte profondément son acquis scientifique et ce prix Nobel en économie qu’il avait reçu en 2014 était vraiment bien justifié. La conclusion générale de la part de ces deux auteurs est pratiquement à l’opposé de ce que moi je soutiens au sujet de mon concept EneFin. Pendant que moi, je prétends que l’introduction d’un système basé sur les contrats à terme, dans le marché de détail en énergie, peut favoriser le développement des petits fournisseurs locaux et des petites installations locales basées sur les énergies renouvelables, Paul Joskow et Jean Tirole disent quelque chose de diamétralement opposé : les contrats à terme qui parient sur les prix futurs, ça favorise les gros joueurs et fait du mal au pouvoir d’achat des petits consommateurs.

Oui, je sais, je pourrais les ignorer en prétendant que dans le marché de l’énergie, avec tous les changements observés, 1999 c’était à peine après l’invention de la roue et les thèses de l’époque ne tiennent plus débout. Seulement, je sais par expérience qu’ignorer délibérément un point de vue particulier provoque à faire de même pour un autre point de vue particulier, et ces points de vue particuliers et délibérément ignorés ont tendance à s’accumuler. Il y a un point critique dans cette accumulation du savoir passé sous silence, où l’ignorance ciblée et délibérée se transforme en une ignorance générale et involontaire.

Je veux donc bien comprendre le point de vue de Paul Joskow et Jean Tirole, juste l’histoire de ne pas être con. Alors, leur réflexion est présentée en deux étapes : d’abord ils étudient le fonctionnement des droits de transmission tels qu’ils sont, donc comme instruments purement financiers, et ensuite ils font une extrapolation théorique où ces instruments financiers créent des droits physiques d’exploitation vis à vis le réseau de distribution d’énergie. Comme c’est mon habitude, je me concentre le plus sur les assomptions fondamentales du modèle théorique de Joskow – Tirole, et aussitôt je découvre les racines de leurs thèses au propos qui m’intéresse.

Joskow et Tirole assument, très pertinemment si vous voulez mon avis, que les contrats à terme dans le marché d’énergie émergent comme quelque chose de financièrement utile lorsqu’il y a des imperfections économiques marquées dans la distribution géographique de génération primaire d’électricité. Par « imperfections économiques » je comprends quelque chose de très simple : certaines régions accueillent des surplus notables d’énergie produite par rapport à l’énergie consommée pendant que d’autres ont des déficits. Logiquement, les prix les plus intéressants, qui valent la peine d’être garantis par des contrats à terme tels que les droits de transmission, sont ceux pratiqués dans les régions à déficit, où la demande est beaucoup plus élevée que l’offre. Si je suis in fournisseur primaire d’énergie et si je sais qu’il y ait de tels marchés locaux, j’ai deux stratégies long-terme à leur égard : soit j’investis dans les droits de transmission pour exploiter les prix locaux anormalement élevés, soit j’investis dans la construction de capacité génératrice locale. Pratiquer les deux stratégies en parallèle serait illogique, puisque tout investissement en capacité génératrice locale va liquider une grande partie des bénéfices issus des droits de transmission.

Je pense que je comprends. Il y a des situations où la création d’instruments financiers peut aider le flux de capital vers des actifs productifs nouveaux mais il y en a d’autres quand c’est exactement le contraire qui se passe, c’est-à-dire les titres financiers servent à concentrer et immobiliser le capital disponible plutôt qu’à son flux vers des projets nouveaux. La concentration survient lorsque les gains possibles à obtenir de la détention simple des titres financiers sont plus grand que ceux associés avec l’utilisation de ces mêmes ou autres titres pour financer des projets nouveaux.

Je vois donc deux types de contexte pour l’application de la fonctionnalité EneFin, telle que je la vois à présent, assez souple et généraliste (consultez Les séquences, ça me pousse à poser cette sorte des questions). Le contexte à haute mobilité de capital physique est celui où la construction de nouvelle capacité génératrice locale est relativement facile, point de vue technologique et légal (permis de construction et d’exploitation, par exemple). Dans un tel contexte le gain marginal issu du changement technologique réel (nouveaux moulins à vent, nouvelles turbines hydrauliques etc.) a des fortes chances de surpasser celui de la détention des titres financiers en tant que tels. En revanche, lorsque la création des nouvelles installations rencontre des obstacles substantiels – par exemple lorsqu’il est extrêmement difficile d’obtenir un permis d’exploitation pour une turbine hydraulique nouvelle – la mobilité du capital physique décroît significativement et ça peut payer plus d’exploiter de déficits en l’offre d’énergie que de les combler avec de la capacité locale nouvelle.

Bon, je pense que j’ai temporairement pompé ma cervelle à sec. Il me faut la remettre à plein.

Je continue à vous fournir de la bonne science, presque neuve, juste un peu cabossée dans le processus de conception. Je vous rappelle que vous pouvez télécharger le business plan du projet BeFund(aussi accessible en version anglaise). Vous pouvez aussi télécharger mon livre intitulé “Capitalism and Political Power”. Je veux utiliser le financement participatif pour me donner une assise financière dans cet effort. Vous pouvez soutenir financièrement ma recherche, selon votre meilleur jugement, à travers mon compte PayPal. Vous pouvez aussi vous enregistrer comme mon patron sur mon compte Patreon. Si vous en faites ainsi, je vous serai reconnaissant pour m’indiquer deux trucs importants : quel genre de récompense attendez-vous en échange du patronage et quelles étapes souhaitiez-vous voir dans mon travail ?

Crossbreeds, once they survive the crossbreeding process

 

As a bit of a surprise, I presently have two business plans on the board, instead of just one. A former student of mine asked me to mentor a business project he is starting up with his friend. The basic concept is that of an online platform for managing medical visits, and the innovation consists in using the Blockchain technology to create, for each patient using that functionality, a digital, trusted ledger of all their medical documentation, i.e. their medical visits, diagnoses, treatments received etc. all in one set of data, properly secured and available from any place on Earth.

Additionally, an educational project – a book on the FinTech industry accompanied by an educational toolkit – which I am running with a friend of mine, has gained in maturity and we will be giving it a definitive form. All in all, ideas and projects abound, and I decided to use my blog for conveying as accurate an account of my intellectual journey into all of these three realms. From now on, I am doing my best to weave an interesting story of scientific research out of three distinct stories, namely: a) my EneFinproject b) that medical ledger project, which I provisionally name MedUs, and c) the FinTech educationalpackage.

As for the EneFinproject, in my last update in French, namely in Les séquences, ça me pousse à poser cette sorte des questions, I came to the conclusion that the best way of starting with the EneFin concept is to create or to join an existing generalist trading platform, possibly using a cryptocurrency, such as Katipult, and include in its general features some options, which, in turn, are likely to spur the emergence of new suppliers in renewable energies.

A little pill of update for those who didn’t follow that update in French: I used a technique that data scientists frequently use, and which consists in expressing something we want as a sequence of events, actions and decisions. When I did this with the general concept, to be found in Traps and loopholes, I discovered that at least some potential users of the EneFinfunctionality are likely to have and want a bit more choice and freedom of movement in their financial decisions. I came to the (provisional) conclusion that the strictly spoken EneFinscheme, i.e. promoting the development of new suppliers in renewable energies, will sell better when expressed as a set of financial incentives, placed in the environment of an otherwise general, well-running platform of exchange, rather than as a closed system.

Right now, I am working through the issue of contracts and the legal rules that accompany them. I am deconstructing the typical contracts signed for the supply of energy, in order to have a very precise idea of what should the smart, crypto-coined contracts at EneFinlook like. Contracts are about securing a precise pattern of behaviour from the part of the other contracting party. I want to understand thoroughly the patterns of behaviour, those wanted as well as those unwanted ones, in the relation between a supplier of energy and his customers.

The business plan I am preparing form the MedUsconcept, I am at the phase of evaluating the size and the value of the market, together with defining, progressively, the core business process. Let me present a bit of the initial idea, and a few openings that it creates. The idea has its roots in the observation of the Polish healthcare market, which is a maze of mutually interweaving public funding and private schemes. An average Polish patient seldom can rely exclusively on the public provision of medical care. Frequent blood diagnostics, dental care, post-surgery rehabilitation – sooner or later, you just need to stop waiting for the public funding of these, and pay privately, either in the out-of-pocket formula, or in some kind of pooled funding scheme.

Those entangled, disparate funding patterns results in the dissipation of the patients’ medical records. The initial ides of MedUsis to take the already known functionality of online arrangement of medical appointments, and combine it with the aggregation and proper handling of digitalized medical records. You make an appointment with one doctor via MedUs, you are being diagnosed and treated, then you make an appointment with another doctor, another diagnosis and treatment ensue, and the record of all that is being stored with MedUs.

This is where the Blockchain technology becomes interesting. Blockchain is basically a ledger, and in handling medical records we need, precisely, a ledger. Medical records contain legally sensitive data, and improper handling can lead to a lot of legal trouble. Every single action taken regarding that data has to be properly documented, and secured against fraud. The basic digital architecture of medical records is that of a database, with the identity of the patient as the leading variable.

In those databases, well, s**t happens, let’s face it. I had a good example of that in my own recent experience. As some of you could have read in ‘The dashing drip of Ketonal, or my fundamental questions for the New Year’, due to a complicated chain of events, involving me, some herrings, and the New Year’s party, I spent the New Year’s night in an emergency ward of the district hospital, with the symptoms of acute food poisoning. As I was being released, on the New Year’s day, I had my official discharging documents. In those documents, space and time warped a little. It started with my data, and then I could read that I had been taken in charge three days earlier, in Berlin, with acute cardiac symptoms, and subsequently transferred to the very same hospital, and then, all of a sudden, my own (real) description followed.

As for me, I wouldn’t care, but my wife said: ‘Look, if you have any complications, or if you need any follow up in treatment, that official discharge will matter. Go to that hospital and make them get your records straight’. So I did, and you would really like to see the faces of people, in the hospital’s administration, when I showed them what I am coming with and for. It was that specific ‘Oh, f**k, not again!’ look. They got it straight, and so I stopped being that cardiac patient hospitalized in Berlin, but as far as I know, it all required a little bit of IT acrobatics.

As I described the situation to a friend of mine, an IT engineer, he explained me that this sort of things happen all the time. Our sensitive data is being stored in a lot of databases, and errors happen recurrently. Technically, once they happen, they should be bound to stay happened. Still, what do we have those IT engineers for? What you do, in such a case, is either to run ‘a minor reloading of the database, just to remove some holes in the security systems’, or you deliberately put the system to failure, and reboot it. Both manoeuvres allow miraculous disappearance of embarrassing data. A lot of institutions do it, like hospitals, banks, even ministries, apparently on a recurrent basis. This is, for example, the way that banks hush up the traces of hacking attacks on their customers’ accounts.

Databases with medical records are basically proprietary, i.e. each database has to have a moral entity clearly owning it and being responsible for it. That’s the law. If I use the services of many different medical providers, each of them runs their own database of medical records, and each such database is proprietary, which, in turn, means that my personal medical data is being owned by many entities in the same time. Each of these entities holds one piece of the puzzle, and the law prohibits any sharing between them, basically, unless a chain of official requests for information is being put in motion. As strange as it seems, such a request cannot be issued by the patient, whose medical records are in question. Only doctors can put my dispersed medical records into one whole, and I have no leverage upon that process.

Strange? Absurd? Well, yes, still no more than the promises, which some politicians make during elections. Anyway, that student of mine came up with the idea of using Blockchain to revolutionize the system. There is that digital platform, MedUs, which starts innocently, as a simple device to make appointments for private medical care. Now, revolution begins: each action taken by the patient, and about the patient, via MedUs, is considered as a transaction, to be stored in a ledger powered by the Blockchain technology. The system allows the patient to be effectively in charge of his own medical record, pertaining to all the medical visits, tests, diagnoses and treatments arranged via MedUs.

A sequence comes to my mind. A patient joins the MedUsplatform, and buys a certain number of tokens in its internal cryptocurrency. Let’s call them ‘Celz’. Each Celzcan buy medical services from providers who have joined MedUs. As it is a token of cryptocurrency, each Celzis being followed closely in all its visits and acquaintances: the medical history of the patient is being written in the hash codes of the Celzeshe or she is using in the MedUsplatform.

Crossbreeds, once they survive the crossbreeding process strictly spoken, are the strongest, the meanest, and the toughest players in the game of existence, and so I am crossbreeding my business concepts. The genes (memes?) of EneFingently make their way inside MedUs, and the latter sends small parcels of its intellectual substance into EneFin. Yes, I know, the process of crossbreeding could be a shade more fun, but I am running a respectable scientific blog here. Anyway, strange, cross-bred ideas are burgeoning in my mind. Each subscriber of the EneFinplatform could have all the history of their transactions written into the hash codes of the cryptocurrency used there, and thus the EneFinutility could become something like a CRM system (Customer Relationship Management), where each token held is informative about the past transactions it changed hands in. How would the reading of such data, out of the hash code, work in the (legal) light of General Data Protection Regulation (GDPR)?

On the other hand, why couldn’t patients, who join the MedUsplatform, use their Celzesto buy participation in the balance sheet of those medical providers who wish such a complex deal? Celzes used to buy equity in medical providers could generate extra purchasing power – more Celzes – to pay for medical services.

In both projects, which I am currently preparing business plans for, namely in EneFin, and in MedUs, the Blockchain technology comes as a simplifying solution, for transforming complex sets of transactions, functionally interconnected, into a smooth flow of financial deeds. When I find a common denominator, I tend to look for common patterns. I am asking myself, what do these two ideas have in common. What jumps to my eye is that both pertain to that special zone of social interactions, when an otherwise infrastructural sector of the social system gently turns into something more incidental and mercantile. It is about giving some spin to those portions of the essential energy and healthcare systems, which can tolerate, or even welcome, some movement and liquidity, without compromising social stability.

As I see that similarity, my mind wanders towards that third project I am working on, the book about FinTech. One of the essential questions I have been turning and returning in my head spells: ‘What is FinTech, at the bottom line? What part of FinTech is just digital technology, versus financial innovation in general?’. Those fundamental questions popped in my head some time ago, after some apparently unconnected readings: the Fernand Braudel’s masterpiece book: ‘Civilisation and Capitalism’, ‘The Expression of The Emotions in Man and Animals’ by Charles Darwin, and finally ‘Traité de la circulation et du crédit’ by Isaac da Pinto. It all pushed me towards perceiving financial deeds, and especially money, as some kind of hormones, i.e. systemic conveyors of information about what is currently the best opportunity to jump on.

A hormone is information in solid form, basically, just obtrusive enough to provoke into action, and light enough to be conveyed a long way from the gland it originates from. OK, here I come: gently and quietly, I have drifted towards thinking about the nature and origins of money. Apparently, you cannot be a serious social thinker if you don’t think about it. Mind you, if you just think about the local (i.e. your own) lack of money, you are but a loser. It is only when you ascend beyond your own, personal balance sheet that you become a respectable economist. Karmic economics, sort of.

Being a respectable social thinker does not preclude practical thinking, I hope, and so I am drifting back to business planning, and to the MedUsconcept. My idea is that whatever will be the final span of customers with that online platform, it is going to start in the market of private healthcare, or, as I think about it, peri-healthcare as well (beauty clinics, spa centres, detox facilities etc.). Whatever the exact transactional concept will be finally developed, any payment made by the customers of MedUswill be one of these: a) a margin, paid by the patient over the strictly spoken price of the healthcare purchased b) a margin, paid by the provider of healthcare out of the price they receive from the patient, or, finally, c) a capital expense of the healthcare provider, to be reflected in some assets in their balance sheet. Hence, I need to evaluate the aggregate value of payments made by patients, the distribution of the corresponding expenditure per capita, and the capital investments in the sector. Studying a few cases of healthcare businesses, just to get the hang of their strategies, would do no harm either.

As I browsed through the website of the World Health Organization, I selected 17 indicators which seem relevant to studying the market for MedUs. I list them in Table 1, below. They are given either as straight aggregates (indicators #11 – 17), as per capita coefficients, or as shares in the GDP. When something is per capita, I need to find out about the number of capita, for example with the World Bankand from then on, it is easy: I multiply that thing per capita by the amount of capita in the given country, and I fall on the aggregate. When, on the other hand, I have data in percentages of the GDP, I need the GDP in absolute numbers, and the World Economic Outlook database, by the International Monetary Fund, comes handy in such instances. Once again, simple multiplication follows: % of GDP times GDP equals aggregate.

Table 1 – Selected indicators about national healthcare systems, as provided by the World Health Organization

Indicator #1 Current Health Expenditure (CHE) as % Gross Domestic Product (GDP)
Indicator #2 Health Capital Expenditure (HK) % Gross Domestic Product (GDP)
Indicator #3 Current Health Expenditure (CHE) per Capita in US$
Indicator #4 Domestic Private Health Expenditure (PVT-D) as % Current Health Expenditure (CHE)
Indicator #5 Domestic Private Health Expenditure (PVT-D) per Capita in US$
Indicator #6 Voluntary Financing Arrangements (VFA) as % of Current Health Expenditure (CHE)
Indicator #7 Voluntary Health Insurance (VHI) as % of Current Health Expenditure (CHE)
Indicator #8 Out-of-pocket (OOPS) as % of Current Health Expenditure (CHE)
Indicator #9 Voluntary Financing Arrangements (VFA) per Capita in US$
Indicator #10 Out-of-Pocket Expenditure (OOPS) per Capita in US$
Indicator #11 Voluntary prepayment, in million current US$
Indicator #12 Other domestic revenues n.e.c., in million current US$
Indicator #13 Voluntary health insurance schemes, in million current US$
Indicator #14 NPISH financing schemes (including development agencies), in million current US$
Indicator #15 Enterprise financing schemes, in million current US$
Indicator #16 Household out-of-pocket payment, in million current US$
Indicator #17 Capital health expenditure, in million current US$

 I am wrapping up writing, for today. I am consistently delivering good, almost new science to my readers, and love doing it, and I am working on crowdfunding this activity of mine. As we talk business plans, I remind you that you can download, from the library of my blog, the business plan I prepared for my semi-scientific project Befund  (and you can access the French versionas well). You can also get a free e-copy of my book ‘Capitalism and Political Power’ You can support my research by donating directly, any amount you consider appropriate, to my PayPal account. You can also consider going to my Patreon pageand become my patron. If you decide so, I will be grateful for suggesting me two things that Patreon suggests me to suggest you. Firstly, what kind of reward would you expect in exchange of supporting me? Secondly, what kind of phases would you like to see in the development of my research, and of the corresponding educational tools?

Les séquences, ça me pousse à poser cette sorte des questions

 

Mon éditorial via You Tube

Dans ma dernière mise à jour en anglais (Traps and loopholes) j’ai finalement commencé à cerner sérieusement le concept ainsi que la fonctionnalité de base du projet EneFin, pour lequel je prépare un business plan et dont la documentation me sert couramment comme force motrice de ce blog scientifique. Après maintes tours et détours j’ai conclu que le modèle d’entreprise que j’avais déjà étudié au sujet de cette société canadienneKatipultqui commercialise une plateforme technologique d’échange sous forme d’un marché de crypto-monnaie à accès limité.

Dans le concept EneFin,les petits consommateurs d’énergie sont censés acheter et vendre des contrats à terme pour les fournitures futures d’électricité et que la crypto-monnaie doit servir à lier ces contrats à terme à l’achat ainsi qu’à la vente des titres de participation dans les bilans des fournisseurs d’énergie, avec une composante additionnelle possible d’autres actifs financiers que ces titres de participation.

Dans Traps and loopholesj’en étais venu à la conclusion que cet échange complexe – contrats à terme plus actifs financiers – marchera mieux si je transforme cette complexité en une séquence plutôt qu’une simultanéité. Encore, il faut se souvenir que les séquences, ça peut se multiplier presque à l’infini et mathématiquement, plus la séquence donnée est bizarre et peu probable, plus elle a de façons alternatives de survenir (à ce sujet-là, vous pouvez jeter un coup d’œil dans Fringe phenomena, which happen just sometimes). J’imagine donc une séquence de basequi me semble être la mieux enracinée dans la logique du concept EneFin : j’achète des titres de participation dans un fournisseur d’énergie et ça me donne la possibilité d’acheter des contrats à terme pour des fournitures futures d’énergie, au prix avantageux normalement réservé aux gros consommateurs institutionnels. En plus de ça, je peux acheter, via EneFin, d’autres actifs financiers.

Les séquences, ça me pousse à poser cette sorte des questions qui parfois énervent les gens, comme « Qu’est-ce qui se passe si je modifie ce pas particulier dans la séquence ? Quelles sont les versions alternatives de ce pas particulier ? ».  Alors, je commence à les poser sérieusement, mes questions et je commence par le début (pas aussi évident et logique que certains pourraient le penser). Je suis un consommateur qui s’enregistre sur la plateforme EneFinet j’achète des tokens de crypto-monnaie, pour €100, qui m’habilitent à acquérir, par la suite, les actions d’un fournisseur d’énergie pour l’équivalent de €100 ou bien ses obligations pour la même somme. Appelons ça « Pas no.1 ». Question no. 1.1 : entre combien des fournisseurs différents – et leurs titres financiers – puis-je choisir ? Initialement, lorsque j’avais formulé ce concept particulier, dans Lean and adaptable, je pensais à un schéma fortement coopératif, où les consommateurs d’énergie nouent des liens capitalistes durables avec un fournisseur local d’énergie renouvelable. Maintenant, lorsque j’y repense, je suis plus flexible dans mon raisonnement. Je vois trois types de ce pas particulier dans ma séquence :

Pas no.1 – Type A, coopératif

Le consommateur d’énergie achète des tokens de crypto-monnaie qui correspondent à des titres d’un seul fournisseur d’énergie.

Pas no.1 – Type B, capitaliste concentré sur le marché d’énergie

Le consommateur choisit entre des tokens différents, dont chacun correspond aux titres d’un autre fournisseur d’énergie

Pas no.1 – Type C, capitaliste qui dépasse le marché d’énergie

Le consommateur choisit entre des tokens correspondant aux titres des différentes sociétés, du secteur d’énergie aussi bien qu’en d’autres secteurs

Oui, je sais, EneFin ça implique de l’énergie, donc type Ca l’air venu d’un autre conte de fées. Ça, d’accord, mais d’un autre point de vue, ça donne du fuel financier à la plateforme d’échange, donc pourquoi pas, après tout ? Je veux dire qu’EneFinpeut être une fonctionnalité particulière dans le cadre d’une plateforme d’échange plus large.

Question no. 1.2 : si, théoriquement, le consommateur peut choisir entre une position en haut du bilan (actions) ou en bas de celui-ci (obligations), peut-il faire ce choix tout à fait librement ? Je pense que la réponse est dans la stratégie du fournisseur concret. Celui-ci peut décider de mettre en échange sur la plateforme EneFinun panier caractéristique des titres et le choix du consommateur peut porter sur cet éventail précis.

Je passe au « Pas no. 2 » : le consommateur qui vient d’acheter des titres financiers, dans le Pas No. 1, passe à l’achat des contrats à terme pour la fourniture future d’énergie. Question 2.1 : est-ce obligatoire ? Chaque acheteur des titres sur la plateforme EneFindoit-il nécessairement des futures d’électricité ? Ne pourrait-il pas s’arrêter au Pas no. 1 et ne pas passer au Pas no. 2 ? Intuitivement, je répondrais « oui, il peut s’arrêter au Pas no. 1 ». Encore une fois, je sais que ça va un peu à l’encontre du concept initial, fortement coopératif. Néanmoins, je sais aussi qu’un bonne fonctionnalité FinTech, ça devrait donner du choix et de la liberté des mouvements.

Question 2.2 : Si dans le Pas no. 1 l’utilisateur avait acheté des titres des du fournisseur A d’énergie, peut-il bénéficier du prix avantageux (des futures d’énergie) chez le fournisseur B ?  Doit-il y avoir une correspondance stricte entre l’identité sociale des fournisseurs choisis par le consommateur dans les pas consécutifs 1 et 2 ou bien puisse-il y avoir un panier plus complexe ? J’imagine qu’encore une fois, la stratégie du fournisseur concret d’énergie est la meilleure réponse. Un fournisseur donné peut choisir de donner les mêmes prix avantageux à tous les utilisateurs de la plateforme EneFin. C’est le cas d’une entreprise qui n’est pas vraiment gloutonne côté bilan, probablement déjà bien bourré avec d’autres instruments de financement, mais elle est avide de faire des ventes de ces kilowatt heures futures à travers les contrats à terme.

Voici un autre fournisseur, qui donne une préférence légèrement prononcée aux acheteurs de ses propres titres participatifs. Disons que ceux-ci bénéficient du meilleur prix possible, celui normalement réservé aux gros consommateurs institutionnels, pendant que les détenteurs des titres participatifs d’autres fournisseurs enregistrés sur EneFin ont accès à un prix mi-figue mi-raisin : plus élevé que le prix « gros institutionnels » et néanmoins en-dessous du prix typique détail pour les ménages. C’est un fournisseur d’énergie qui donne comme des suggestions gentilles, genre « vous pourriez penser, un de ces jours, à vous trouver une niche dans mon bilan, mais no stress, hein ? ».

Voilà enfin un type strict et direct dans ses manières, qui dit honnêtement : « pas de participation dans mon capital, pas de rabais sur énergie, désolé ». En voilà un qui a bien besoin de financement et peut s’offrir de la patience en termes de ventes des kilowatt heures.

Il en faut un peu de tout pour faire un monde et c’est aussi la devise que j’essaie de suivre dans mon raisonnement à propos d’EneFin. Je veux une plateforme d’échange qui puisse accommoder plusieurs stratégies alternatives de la part des fournisseurs d’énergie. Même dans la situation hypothétique où le consommateur aurait suivi le chemin type C dans le pas no. 1 de ma séquence, il peut y avoir des fournisseurs d’énergie qui lui octroient un rabais sur l’énergie à être fournie dans l’avenir, juste l’histoire de faire tourner la roue du marché. C’est tout dans la stratégie adoptée par l’émetteur concret de ces contrats à terme.

Voilà que les questions embarrassantes m’ont conduit à une vision bien élargie et bien assouplie du concept initial EneFin. Ça peut commencer avec une plateforme d’échange généraliste, par exemple avec celle de Katipult. On attire des fournisseurs d’énergie avec leurs titres de participation financière dans leurs bilans et on leur offre la possibilité d’émettre des contrats à terme portant sur la fourniture future de l’énergie pour les consommateurs ménagers. Les fournisseurs d’énergie ont la liberté de vendre ces contrats à terme aux prix de leur choix et on leur suggère l’idée d’offrir des prix avantageux, proches de ceux réservés aux consommateurs institutionnels. On fait du marketing à l’égard des consommateurs ménagers pour qu’ils achètent ces contrats et on leur donne la possibilité de les revendre ensuite.

Dans ce cadre général, des stratégies différentes peuvent émerger. Maintenant, le pas suivant de mon analyse est la structure légale de ces contrats à terme pour la fourniture d’électricité. Il me faut un contrat, qui donne à son détenteur le droit de recevoir une quantité standardisée d’énergie, dans l’avenir, à un prix fixé d’avance aujourd’hui. Encore une fois, j’étudie la situation comme une séquence en un nombre fini des pas, avec des déroulements alternatifs. Question : si j’achète de mon fournisseur d’énergie des contrats à terme portants sur les fournitures d’électricité depuis un moment dans 6 mois jusqu’au moment dans 12 mois, devrait-il être possible de les utiliser pour payer ma facture d’électricité dans les six mois immédiatement à venir ? J’achète donc 1000 kWh à être fournies entre le 1erNovembre 2018 et le 30 Avril 2019 et je dis à mon fournisseur « Comme j’ai ces 1000 kWh futures, à un prix qui semble vous satisfaire (puisque vous me les avez vendues, ces 1000 kWh), pourquoi pas faire un décompte ? Je vous paie les 1000 kWh que je vais utiliser dès maintenant avec ces contrats à terme. Alors, affaire conclue ? ».

Bien sûr, la réponse dans un cas concret dépend entièrement de la stratégie adoptée par le fournisseur, mais ça ouvre une perspective intéressante. Ces contrats à terme échangés à travers EneFinpourraient avoir des prix alternatifs suivant leur capacité de décompte avec des obligations qui se trouvent hors leur horizon temporel strictement dit. Là, je retourne au train de raisonnement que vous avez déjà pu trouver dans « Les marchés possibles à développer à partir d’une facture d’électricité » : ce que les consommateurs ménagers payent comme facture d’énergie est composé de deux parts, une qui correspond à l’énergie consommée strictement dite et l’autre chargée à titre de la maintenance du réseau.

Comme je traduis cette structure des charges en des contrats à terme, je distingue deux perspectives différentes sous l’étiquette générale de « fourniture future d’énergie ». La perspective courte est l’intervalle de temps qui est trop courte pour modifier physiquement l’accès des consommateurs au réseau. Dans cet horizon temporel la connexion au réseau est quelque chose de fixe et donné comme exogène. Ni moi comme consommateur ni mon fournisseur d’énergie ne peut choisir, en fait, de ne pas maintenir le réseau. Moi, je dois rester physiquement connecté et le fournisseur doit maintenir ma connexion en service. Dans cet horizon temporel, un décompte du type décrit là-dessus serait possible juste dans le cadre de cette partie de ma facture courante d’énergie qui correspond au jus pompé dans ces câbles strictement dit. Quoi que je n’eusse acheté comme contrat à terme, le coût de maintenance courante du réseau doit être financé.

En revanche, si nous avançons plus loin dans l’avenir, nous aboutissons à une perspective temporelle qui sera suffisante pour la modification physique du réseau. Le fournisseur pourra liquider physiquement ma connexion et connecter quelqu’un d’autre dans le voisinage. Si j’achète suffisamment des futures sur énergie, à travers EneFin, pour compenser le montant total de ma facture d’électricité sur cette période plus longue, théoriquement moi et mon fournisseur nous pourrons utiliser ces futures pour financer, à travers un décompte, une période de se dire adieu. Je les achète, ensuite je les revends à mon fournisseur et c’est comme si notre contrat se finissait maintenant. Oui, ma connexion va physiquement rester en place mais moi je ne vais pas payer un sous pour sa maintenance durant le temps qui normalement correspondrait à la période de préavis inclue dans le contrat à long terme.

Autre question, et celle-là devient vraiment embarrassante : si, dans un marché local d’énergie, par exemple dans une ville entière, la fonctionnalité EneFinprend vraiment de l’essor et les contrats à terme qui y sont échangés couvrent la valeur totale de ce marché comme deux ans à l’avance, pourrions-nous avoir un marché complètement dépourvu de ces contrats signés pour long-terme, qui à présent sont la base normale des transactions entre les fournisseurs d’énergie et leurs clients ?

Je continue à vous fournir de la bonne science, presque neuve, juste un peu cabossée dans le processus de conception. Je vous rappelle que vous pouvez télécharger le business plan du projet BeFund(aussi accessible en version anglaise). Vous pouvez aussi télécharger mon livre intitulé “Capitalism and Political Power”. Je veux utiliser le financement participatif pour me donner une assise financière dans cet effort. Vous pouvez soutenir financièrement ma recherche, selon votre meilleur jugement, à travers mon compte PayPal. Vous pouvez aussi vous enregistrer comme mon patron sur mon compte Patreon. Si vous en faites ainsi, je vous serai reconnaissant pour m’indiquer deux trucs importants : quel genre de récompense attendez-vous en échange du patronage et quelles étapes souhaitiez-vous voir dans mon travail ?

Traps and loopholes

 

My editorial via You Tube

I am focusing on one particular aspect of my EneFinconcept, namely on what exactly will the consumers of electricity acquire under the label of ‘participatory deeds in the supplier of energy’. For those, who have not followed my blog so far, or just haven’t followed along this particular path of my research, I am summing the thing up. In practically all the European countries I have studied, the retail sales of energy, i.e. to its final users, take place at two, very different prices. There is the retail price for households PH, much higher than the retail price for PIpracticed with big institutional consumers. The basic EneFinconcept aims at making energy accessible to households at a price just as low as or close to the PIlevel, and, in the same time, at promoting small, local suppliers of renewable energy. The basic concept is that of complex contracts, which combine a futures contract on the supplies of electricity with the acquisition of participatory deeds in the supplier of that electricity. For a given, small user who consumes QHkilowatt hours, we have QH(t+z)*PH= QH(t+z)*PI+ K(t)and K(t) = QH(t+z)*(PH– PI), where ‘t’ is the present moment in time, ‘t+z’ is a moment in the future, distant from the present by ‘z’ periods, and K(t)is investment capital supplied today, to the provider of electricity, by the means of this complex contract.

EneFin Concept

Now, the issue of those participatory deeds purchased together with the futures contracts on electricity. I am advancing step by step, just to keep an eye on details. So, I need something freely tradable, endowed with high liquidity. EneFinis supposed to be a FinTech business, and FinTech means finance, and finance means giving liquidity, i.e. movement, to the otherwise lazy and stationary capital goods. The imperative of liquid, unimpeded tradability almost automatically kicks out of the concept the non-securitized participatory deeds: cooperative shares in equity, and corporate shares in partnerships. These are tradable, indeed, but at a very slow pace. If you have cooperative shares or those in a partnership, selling them requires a whole procedure of formally expressed consent from the part of other members (in a cooperative) or partners (in a partnership). Can take months, believe me. Problems with selling those types of participatory deeds find their mirroring image in problems with buying them.

Securitized shares in a joint stock company give some hope regarding my concept: they are freely tradable and can be highly liquid if we only want them to. As the aim of the EneFinproject is to promote new suppliers of renewable energies, or the creation of new capacity in the existing suppliers, the first issuance of those complex contracts (futures on energy + capital participation) would be like an Initial Offering of corporate stock. I see an opening here, yet with some limitations. As soon as I offer my stock to a sufficiently large number of prospective buyers, my initial offering becomes an Initial Public Offering, and my stock falls under the regulations pertaining to the public exchange of corporate stock. The ‘sufficiently large number’ depends on the exact legal regime we are talking about, but is does not need to be that large. The relevant regulations of my home country, Poland, assume a public offering as soon as more than 300 buyers are being addressed. The targeted size of the customer population in the EneFinproject depends on the country of operations, but even for a really small, 1 MW local power installation, it takes certainly more than 300 (see This is how I got the first numerical column).

The thing is that in the legally understood public exchange of corporate stock I can trade only that stock. A complex contract in my line of thinking – futures on energy plus participatory deeds – would require, in such a case, to carry out two separate transactions in two separate markets: one transaction in the market of futures contracts, and another one in the public stock exchange. Maybe it is feasible, but looks sort of clumsy. Mind you, what looks clumsy when handled simultaneously can gain in gracefulness when turned into a sequence. First, I buy futures on energy, and then I present them to my provider, and they give me their corporate stock. Or another way round: first, I buy the stock of that provider, in an IPO, and then, with that stock in hand, I claim my futures on energy. That looks better. I’ll keep that avenue in mind.

Another caveat that comes together with the public exchange of corporate stock is that only licensed brokerage houses can do it. In the EneFinproject, that would mean the necessity of signing a contract with such a licensed entity. Right, if I have professional stock brokers in the game, I can entertain another option, that of offering that stock in secondary exchange, not in an IPO. A provider of energy does an ordinary IPO in the stock market, their stock comes into the system. Then, they offer the following deal: they buy their stock back and they redeem it, and they pay for it with those futures on energy. With good pricing, could be worth some further thinking.

Everything I have passed in review so far pertains to the equity of the energy provider. I might venture myself into the realm of debt, now. Customers can participate in the balance sheet of their provider via what the French call ‘the bottom part’, namely via liabilities. Along with the futures on energy, customers can acquire bonds or bills of exchange of some kind. Fixed interest rate, no headache about future profits in that energy provider, only some headache left about future liquidity. Debt has the reputation of being more disciplining for the corporate executives than equity.

F**k (spell ‘f-asterisk-asterisk-k’), my mind starts racing. I imagine a transactional platform, where customers buy futures contracts on energy, accompanied by a capital deed of their choice. I buy some kilowatt hours for my future Christmas cooking (serious business over here, in Poland, trust me), and the platform offers me choice. ‘Maybe sir would dare to have a look at those wonderful corporate shares, quite fresh, issued only two months ago, or maybe sir wants to consider choosing that basket with half corporate bonds, half government bonds inside, very solid, sir. Holds money well, sir. If sir is in a genuinely adventurous mood, sir could contemplate to mix Bitcoins with some corporate stock, peppered with a pinch of corporate options, and some futures on gold’.

Right, now I understand the deep logic of the business concept introduced by that Canadian company: Katipult. They have created a financial structure made of an investment fund, whose participatory shares are being converted into a cryptocurrency traded at their internal transactional platform. I understand, too, why they pride themselves with the number of distinct legal regimes they have adapted their scheme to. I see that I should follow the legal regime of my market very closely, in order to find traps and loopholes.

My mind keeps racing. There are three, internally structured and mutually connected sets of financial deeds: a) A set of futures contracts on energy, priced at the retail, non-household rate b) A set of capital deeds issued by the providers of energy, and c) A set of tokens, in some cryptocurrency, which can be purchased for the price of energy at the retail, household rate, and give a claim on both the energy futures and the capital deeds.

A new customer enters that transactional platform and buys a certain number of tokens. Each token can be converted, at a given exchange rate, against the futures on energy and/or the capital deeds. The customer can present the basket of tokens they are holding to any provider of energy registered with that platform, and make a choice of futures on energy and capital deeds.

I think I am progressively coming up with the core process for the EneFin project. Here, below, I am giving its first graphical representation.

EneFin Core Process First Approach

I am consistently delivering good, almost new science to my readers, and love doing it, and I am working on crowdfunding this activity of mine. As we talk business plans, I remind you that you can download, from the library of my blog, the business plan I prepared for my semi-scientific project Befund  (and you can access the French versionas well). You can also get a free e-copy of my book ‘Capitalism and Political Power’ You can support my research by donating directly, any amount you consider appropriate, to my PayPal account. You can also consider going to my Patreon pageand become my patron. If you decide so, I will be grateful for suggesting me two things that Patreon suggests me to suggest you. Firstly, what kind of reward would you expect in exchange of supporting me? Secondly, what kind of phases would you like to see in the development of my research, and of the corresponding educational tools?

Ce que le prof en moi veut dire sur LCOE

 

Mon éditorial sur You Tube

Je me concentre sur la faisabilité économique et légale de mon concept d’entreprise EneFin. Par ailleurs, dans ma dernière mise à jour en anglais (This is how I got the first numerical column) j’explique pourquoi j’ai laissé tomber le nom Coop EneFin : en anglais, « coop » veut dire « coopérative », il est vrai, mais ce n’est pas la seule dénotation du mot. Les autres sont : « berceau », « poulailler » ou « espace étroit ». Pas vraiment ce que je voudrais associer avec un projet d’entreprise. Bref, je retourne aux sources, c’est-à-dire au nom « EneFin », bénite soit la modération dans la création des néologismes.

Alors, la faisabilité. Je commence par les coûts et je pose la question suivante : est-ce que le mécanisme EneFin pourra fonctionner dans le monde d’énergies renouvelables sans aucune forme d’aide fiscale ou bien les nouveaux fournisseurs de telle énergie auront-ils besoin des subventions publiques ? Je commence par recenser l’information que j’ai au sujet des coûts de production d’électricité des sources renouvelables. Je commence aussi à jouer le prof, comme ce blog à une vocation éducative. Dans ce cas particulier, il est difficilement évitable de jouer le prof, de toute façon, puisque dans le business d’électricité le coût de production n’est pas tout à fait la même chose que ce que vous pouvez connaître de votre cours d’économie ou de gestion. En ce qui concerne l’énergie, la logique de base est celle de LCOEou « coût nivelé d’électricité » (anglais : « Levelized Cost Of Electricity »). Ci-dessous je vous donne la formule générale de LCOE et juste en cas où elle ne s’affiche pas correctement, ici vous avez le lien hypertexte pour voir la formule directement dans l’archive de mon blog.

LCOE

Alors, la notation. En général, nous considérons une période de nannées de cycle de vie technologique de l’installation génératrice. Logiquement, le « » est la position numérique d’une année particulière dans ce cycle de vie. Comme vous pouvez le voir, pratiquement tout ce qui compte dans cette formule est « t », d’une façon ou d’une autre. Le symbole Itreprésente l’investissement mis dans l’installation en question dans l’année t ; Mtest le coût de maintenance durant l’année t, Ftsymbolise le coût du carburant brûlé, Etest la quantité d’énergie produite et rreprésente le taux d’escompte assigné à tout ce calcul.

Maintenant, d’abord je vous sers l’information sur ce LCOE comme il est couramment estimé pour les énergies renouvelables en ensuite je discute un peu la controverse théorique et pratique qui accompagne cette formule. Les nombres, je les ai pris du rapport publié parIRENA, intitulé Renewable Power Generation Costs in 2017. Pour l’hydro-génération ça semble tourner autour de $0,05 = €0,04 par kWh ; l’éolien dans les installations sur terre ferme ça se défend à $0,06 = €0,05 par kWh et lorsque ces moulins sont localisés dans la mer, c’est $0,14 = €0,12 pour une heure qui se kilowatte ; le LCOE du photovoltaïque semble osciller autour de $0,10 = €0,08 quoi que ça tend à se casser la gueule en tombant, ces derniers temps (moins 73% sur les sept dernières années), donc ça peut tomber encore ; le solaire concentré, donc le truc basé sur les miroirs paraboliques qui collectent la chaleur du soleil, ça génère un LCOE autour de $0,22 = €0,18. Encore, ce rapport que je cite signale que les installations éoliennes marines ainsi que celles basées sur le solaire concentré, à être mises en service dès 2020, vendent aujourd’hui leur énergie future entre $0,06 et $0,10 par kWh, donc entre €0,05 et €0,08 ; soit ils sont tellement désespérés de faire leurs ventes, ces gars-là, soit il y a vraiment du progrès dans l’air.

Du point de vue microéconomique, le LCOE c’est une valeur complexe, qui combine le coût moyen de production strictement dit – soit le (Mt+ Ft)/Etou le coût de maintenance et celui du carburant divisés par la quantité d’énergie produite – avec le retour sur l’investissement exprimé comme It/Et. Le retour sur investissement, dans le monde paisible de la microéconomie, c’est fait du bénéfice net. Alors, la présence de la composante It/Etassume que le LCOE n’est pas vraiment le coût strictement dit, c’est plutôt un prix minimum satisfaisant pour le fournisseur d’énergie, avec la marge bénéficiaire déjà incluse. Personnellement, je crois que tout ce bazar de LCOE est plutôt politique qu’économique. Lorsque la question de compétition dans le marché de l’énergie avait commencé à lever la tête, dans les années 1980, les gros fournisseurs établis dans le marché avaient commencer à grogner au sujet des prix qui vont tomber et ça va faire du remous, et les bénéfices vont tomber etc. Les gouvernements avaient donc commencé à mettre en place des systèmes des subventions pour compenser à ces braves fournisseurs établis d’énergie les effets horribles de la compétition. Lorsque les énergies renouvelables avaient sérieusement entré la scène, dans les années 1990, il y avait déjà en place toute cette philosophie du coût qui n’est pas tout à fait un coût et ça tombait à merveille pour organiser le support fiscal pour les nouveaux venus.

Remarquez, dans ce cas, le politique n’est pas entièrement con. L’énergie c’est aussi de la sécurité et de la stabilité des plus élémentaires ; c’est même un facteur de base de la cohésion sociale. Instaurer un calcul des coûts qui sont en fait un flux de trésorerie satisfaisant pour les investisseurs, ça garantit un flux de capital vers le secteur d’énergie et donc une sécurité énergétique accrue. Un secteur d’énergie sous-investi ça peut donner des coups de sabots très, très douloureux là où vous savez.

La bonne nouvelle qui vient avec ces considérations de base à propos de LCOE est que ces coûts moyens par kWh que je viens de citer c’est essentiellement du LCOE, donc ce sont en principe des prix minimum de base. Le coût du carburant pour les renouvelables c’est nul, je veux dire zéro. La maintenance est d’habitude moins onéreuse que la construction initiale, donc ces coûts par kilowatt heure c’est essentiellement le calcul du flux de trésorerie lissé qui assure un retour satisfaisant sur investissement.

Je compare rapidement ces coûts avec les prix d’électricité dans quelques pays européens (consultez Je recalcule ça en épisodes de chargement des smartphones) est ça à l’air optimiste. Mon concept EneFinassume, entre autres, que les consommateurs ménagers pourront acheter de l’énergie au prix avantageux réservé normalement aux consommateurs institutionnels, à condition qu’ils acquiescent de participer dans le bilan de leur fournisseur. Dans tous les pays que je prends en compte, l’éolien sur terre ferme et l’hydraulique, ça se défend financièrement sans problème, dans le schéma EneFin. Même les prix relativement bas réservés aux usagers institutionnels donnent une marge confortable en plus du LCOE moyen. En ce qui concerne les installations éoliennes dans la mer, le photovoltaïque ainsi que le solaire concentré, ceux gars-là pourraient avoir des problèmes en s’EneFinant en Norvège, en Finlande et dans la République Tchèque. Partout ailleurs, ça se défend, sans épater. Remarquez, la Norvège et la Finlande, c’est pas vraiment terriblement ensoleillé et l’éolien marin assume des gros projets d’investissement, d’un calibre bien en-dessus ce que je vois comme le marché de base pour EneFin. Somme toute, y a des chances que l’idée ne soit pas complètement idiote.

Les faits, ils ont l’air favorables et je peux les laisser à eux-mêmes pour quelques instants, les instants dont j’ai besoin pour jouer le prof. J’ai envie de donner un petit cours d’économie appliquée à l’occasion de cette formule de LCOE. Premièrement, les maths. Dans la formule, vous pouvez voir deux fractions ordinaires superposées. Au premier abord ça a l’air compliqué mais voilà quelques trucs que vous connaissez de l’école par ailleurs et qui peuvent être utiles pour simplifier ou plutôt pour diviser la formule en deux niveaux distincts d’analyse. Le symbole « ∑ » dans les deux étages de la fraction générale symbolise la somme d’une chaîne des composantes. En d’autres mots, les deux étages de la fraction générale sont des sommes des fractions partielles formulées comme [(It+ Mt+ Ft) / (1 + r)t] / [Et/ (1 + r)t]pour chaque année « t ».

Lorsque vous avez à faire, dans la même formule, de la division et de l’addition, que faites-vous en premier lieu ? Oui, la division. Cela veut dire qu’il y a une version possible de cette formule où ∑ [(It+ Mt+ Ft) / (1 + r)t] / ∑ [Et/ (1 + r)t] = ∑ {[(It+ Mt+ Ft) / (1 + r)t] / ∑ [Et/ (1 + r)t]} donc où je tire l’opération d’addition à l’extérieur de la fraction générale. Comme j’ai dit, c’est un truc, pas une méthode à 100% rigoureuse, néanmoins ça permet de se débarrasser, pour un instant, du dénominateur (1 + r)tqui se répète aussi bien dans le numérateur de la fraction générale que dans son dénominateur. Le truc arithmétique a un appui économique. Dans le passé, le taux d’escompte « r » était simple et intuitif : tôt ou tard on assumait qu’il était égal au taux d’intérêt qui, à son tour, était corrélé avec taux d’inflation. A présent, on vit dans une période des taux d’intérêt historiquement les plus bas, accompagnés par des épisodes des plus en plus fréquents de déflation locale. Il y a vraiment des années quand le dénominateur (1 + r)tdevrait être remplacé par (1 – r)t.

De tout en tout, ce que le prof en moi veut dire est que le LCOE général peut être décomposé en des LCOE locaux, dans lesquels le dénominateur (1 + r)tn’a rien de vraiment constructif à dire. Cette assomption est importante pour mon concept d’entreprise – l’EneFin – dans la mesure où je veux précisément miser sur le mécanisme des prix espérés dans l’avenir, donc des LCOE locaux et momentanés.

Si vous voulez un peu de littérature scientifique rigoureuse sur les prix d’énergie, deux noms apparaissent comme des classiques du domaine : Paul Joskow et Jean Tirole. Voilà quelques références : Comparing the Costs of Intermittent and Dispatchable Electricity Generating Technologiespar Paul L. Joskow, Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networkspar Paul L. Joskow et Jean Tirole, Reliability and Competitive Electricity Marketspar Paul Joskow et Jean Tirole, Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networks I: Financial Rightspar Paul Joskow et Jean Tirole suivi par Transmission Rights and Market Power on Electric Power Networks II: Physical Rightsdes mêmes auteurs. Si par hasard ces liens hypertexte ne marchent pas, contactez moi via mon blog et je vous envoie des PDFs par e-mail.

Je continue à vous fournir de la bonne science, presque neuve, juste un peu cabossée dans le processus de conception. Je vous rappelle que vous pouvez télécharger le business plan du projet BeFund(aussi accessible en version anglaise). Vous pouvez aussi télécharger mon livre intitulé “Capitalism and Political Power”. Je veux utiliser le financement participatif pour me donner une assise financière dans cet effort. Vous pouvez soutenir financièrement ma recherche, selon votre meilleur jugement, à travers mon compte PayPal. Vous pouvez aussi vous enregistrer comme mon patron sur mon compte Patreon. Si vous en faites ainsi, je vous serai reconnaissant pour m’indiquer deux trucs importants : quel genre de récompense attendez-vous en échange du patronage et quelles étapes souhaitiez-vous voir dans mon travail ?

This is how I got the first numerical column

 

My editorial on You Tube

And so I am developing the concept of Coop EneFin, which I hinted at inLean and adaptableand started developing more seriously in La morale de ce conte de fées. The whole idea comes from the observation that, in the European market of electricity, there is a strong differentiation in the retail price of 1 kWh, depending on the category of consumer. Small users, namely all the households plus small institutional ones, pay a price much higher than the big consumers of energy. I am designing the business concept of Coop EneFinas a way for small, local suppliers of renewable energies to attract capital and to find themselves a place in the market. The basic concept is that of complex contracts, which combine a futures contract on the supplies of electricity with the acquisition of participatory deeds in the supplier of that electricity.

If the price to pay by small users is PH, and the price for the big institutional ones is PI, and a representative small user consumes QHkilowatt hours, that basic concept can be expressed mathematically as QH(t+z)*PH= QH(t+z)*PI+ K(t)and K(t) = QH(t+z)*(PH– PI). In that mathematical expression, ‘t’ is the present moment in time, whilst ‘t+z’ is a moment in the future, with said future being distant from the present by ‘z’ periods. K(t)is investment capital supplied today, to the provider of electricity, by the means of this complex contract.

In other words, the Coop EneFinconcept assumes that households will buy their future supplies in electricity, and, in the same time, they will buy participations in the providers of that future electricity, and they will pay just the normal price they pay today for their average kilowatt hour. Coop EneFinis supposed to be a business on its own right, an essentially FinTech enterprise, partly or completely independent from the suppliers of electricity.

I need to check more thoroughly the components of this business concept. It is worth exploring what exactly should I expect to find, in real life, under the label of ‘small local supplier of renewable energies’, i.e. what do those entities really look like today, what are their ties with their markets, and what are the likely vectors of development for the future. I need to develop the concept of ‘participatory deeds’, and, in general, to blueprint the financial product to be marketed. A more in-depth study of the energy market could serve, too.

There is one thing I certainly need to work on for Coop EneFin: the name. I need to change it. I was so engrossed in the ‘cooperative’ meaning of ‘Coop’ that I completely forgot other connotations, such as ‘chicken coop’. We certainly don’t want any business to stay in a coop, unless it is money laundering. Coops are safe, but sort of limiting. Thus, I am trying to extract some other catchy word from that idea, and, in the meantime, I simply kick the ‘Coop’ out of the name, and I return to the initial ‘EneFin’.

Mind you, I have that curious ape inside me, and that happy bulldog. They love rummaging in anything that can be even remotely useful in my intellectual quest. Here are some sources those two helpful beasts have dug out of the Internet, just like that, on the spot. European Small Hydropower Association, Wind Europe, Solar Power Europe, and World Energy Councilare the ORG-type pages, just as IRENA. The latter (Irena) publishes a lot of useful stuff regarding renewable energies. Here are the links to some of their reports: Renewable technologies cost analysis – hydropower, Renewable Power Generation Costs in 2017, and Cost-competitive renewable power generation: Potential across South East Europe. Besides, I collected some stuff, here and there online: ‘The Economics of Hydroelectricity’ by Jean-Marie Martin-Amouroux, ‘Hydropower Costs. Renewable Energy Hydroelectricity Costs vs Other Renewable & Fossil Costs’ by Glenn Meyers, ‘Hydropower Baseline Cost Modeling’ by Patrick W. O’Connor et al. , and finally State of the Art on Small-Scale Concentrated Solar Power Plantsby A.Giovannelli.

Right, now it is time for the third inside me, my internal austere monk, the one armed against bullshit with the Ockham’s razor, to step into the game. Let’s nail it down: what is a small provider of renewable energy? As I rummage through the literature, being small has different denotations, depending on the exact type of renewable energy we have in mind. In the wind energy, being small is probably the hardest job. One windmill of average size generates about 1,5 MW of electrical power, and still there is one caveat: noise. Ever heard one of those buskers who perform with a two-person buck saw? That long, flexible blade played on with a fiddlestick? If the answer is ‘yes’, now imagine that performance by someone deprived both of musical ear, and of elementary skill with a fiddlestick. This is the type of noise that windmills make, partly in infrasound. Really nasty, I can tell you, and this is why they have to be located some distance from human habitats.

There seems to be some new generation of windmills coming to the market, though. As I can read with Vanessa Bates Ramirez at SingularityHub, a company named Semtiveis launching small windmills, like 1,6 kilowatt each, designed for being used in densely populated, urban habitats. Another one is the Dutch Archimedes, and those guys are doing really small as wind turbines come. Their designs range from 125 watts of power, up to 1 kW. This is really retail in wind energy. The two designs differ substantially from each other, yet both create an opening for reducing both the size of one windmill, and the distance it needs to be located from residential buildings. As a matter of fact, the distance shrinks to zero. That 125-watt thingy by Archimedes is something you can basically drag behind you on a bicycle. As I think of it, my EneFin concept QH(t+z)*PH= QH(t+z)*PI+ K(t)and K(t) = QH(t+z)*(PH– PI)could be a nice financial leverage for launching those technologies among the general public.

As for hydro, you can find all sizes: from a fancy-looking small one, 1 kW of capacity, from PowerSpout, all the way up to the 30-megawatt bulky ones by General Electric. Still, as I browsed through my notes from the last year, there are two thresholds as for the hydroelectric: 1 MW and 10 MW. Anything up to one megawatt is basically considered as DIY power generation, and between 1 MW and 10 MW the installation can be still eligible for public funding addressed to ‘small hydro’. All kinds of designs are burgeoning; it seems to be like the Golden Age of small hydro. You can even have embroideries on.

The photovoltaic is probably the most scalable, with a typical roof-of-my-garage installation going into something like 200 – 300 watts, and possible to expand according to the available surface. Yet, photovoltaic is not the only cat in the yard, as it comes to solar energy. There is that big comeback from the part of concentrated solar power. Do you remember those science-fictionish movies, mostly from the 1980ies, where solar energy was being captured with parabolic mirrors (occasionally turned by evil geniuses into deadly weapons)? Well, this is basically concentrated solar power. You capture the heat in the centre of the parabolic mirror, and then it becomes really hot, and it can give heat to water, which turns into steam and puts in motion the basic electric turbine you have in an ordinary, thermal power plant. Heat can be stored in molten salt during the night, so as not to turn the turbine off completely. In places with really a lot of heat from the sun, like from Marseille (France) southwards, you can have the most of your sun with that technology. The paper I have already linked to, namely State of the Art on Small-Scale Concentrated Solar Power Plantsby A.Giovannelli gives an idea of what is possible. Apparently, the possible is quite versatile, starting below 1 MW of power.

So, all in all, I have two classes of size, out of my research. One is around 1 MW of capacity, the second more like 10 MW. I call them, respectively, a small power installation, and a medium-sized one. Now, I go one step further and I follow Adam Smith: the size of a business is determined by the size of its market. I take my two model sizes: 1 MW and 10 MW, and I calculate the number of individual customers that such an installation could provide with electricity. Table 1, below, shows my calculations. What I did was to take the data about final consumption of energy, in kilograms of oil equivalent, as it is published by the World Bank. Then, I took 17,3% out of this final consumption, for selected European countries. That 17,3% roughly corresponds, according to what I found, to the strictly spoken household use of energy. Then I multiplied the number in kilograms of oil equivalent by 11,63 in order to have it in kilowatt hours. This is how I got the first numerical column in the table. Next, I divided the kilowatt hours by 8760, i.e. by the number of hours in an ordinary year, and so I got the capacity presented in the next column, measured in kilowatts. After having divided 1000 kW (or 1 megawatt) by that required capacity, I obtained the number of households that an installation of 1 MW could possibly supply in electricity, should they switch completely to the services of said installation.

Table 1 

Country Estimated household use of energy, kWh per annum per household Capacity needed for 1 household, in kW Number of households supplied by a 1 MW installation
Austria 7 654,60 0,87 1 144
Switzerland 5 955,64 0,68 1 471
Czech Republic 7 766,29 0,89 1 128
Germany 7 680,87 0,88 1 140
Spain 5 173,51 0,59 1 693
Estonia 8 396,69 0,96 1 043
Finland 11 920,44 1,36 735
France 7 419,85 0,85 1 181
United Kingdom 5 561,10 0,63 1 575
Netherlands 8 516,84 0,97 1 029
Norway 11 701,35 1,34 749
Poland 5 010,27 0,57 1 748
Portugal 4 288,92 0,49 2 042

 The size of the market nailed down, I turn to its value. I return to my QH(t+z)*PH= QH(t+z)*PI+ K(t)and K(t) = QH(t+z)*(PH– PI)golden recipe, and I consider the prices in question. Just to update those, who have not quite followed so far: the whole scheme consists in selling futures contracts on electricity to households, paid nominally at the ordinary household rate per 1 kW, only that ordinary rate buys them electricity at non-household prices, much lower, and, additionally, participatory deeds in the balance sheet of the supplier.

Anyway, I take prices of energy as they are, and I calculate the things you can find in Table 2, below. What I call ‘Revenue from the local market of a 1 MW installation, at non-household prices’ is the market value of electricity sold, and non-household prices to the population of households calculated in the last column of Table 1. The so-called capital contribution from the same population is the amount paid in as the surplus of the household price over the non-household price of energy. Now, I take a value which I found online – €2 445 – which apparently corresponds to the cost of physical investment in 1 kW of capacity in small hydro. It makes €2 445 000 for 1 MW, and I divide my ‘Capital contribution’ by that sum. What I get is the estimated contribution of said capital contribution to the physical setting up of the installation. Why hydro? I am a bit obsessed with it, I admit. You can find an explanation with Impakter.

Germany looks like the best market for my EneFin scheme, hands down, once again. Spain, Austria, Poland, and Portugal follow at a respectable distance.

Table 2

Country Price of electricity for households, per 1 kWh Non-household price of electricity, per 1 kWh Revenue from the local market of a 1 MW installation, at non-household prices Capital contribution from the local market of a 1 MW installation Estimated percentage of the physical investment needed in small hydro
Austria € 0,20 € 0,09 € 788 400,00 € 963 600,00 39%
Switzerland € 0,19 € 0,10 € 898 517,81 € 765 882,19 31%
Czech Republic € 0,14 € 0,07 € 613 200,00 € 613 200,00 25%
Germany € 0,35 € 0,15 € 1 314 000,00 € 1 752 000,00 72%
Spain € 0,23 € 0,11 € 963 600,00 € 1 051 200,00 43%
Estonia € 0,12 € 0,09 € 788 400,00 € 262 800,00 11%
Finland € 0,16 € 0,07 € 613 200,00 € 788 400,00 32%
France € 0,17 € 0,10 € 876 000,00 € 613 200,00 25%
United Kingdom € 0,18 € 0,13 € 1 138 800,00 € 438 000,00 18%
Netherlands € 0,16 € 0,08 € 700 800,00 € 700 800,00 29%
Norway € 0,17 € 0,07 € 613 200,00 € 876 000,00 36%
Poland € 0,15 € 0,09 € 788 400,00 € 525 600,00 21%
Portugal € 0,23 € 0,12 € 1 051 200,00 € 963 600,00 39%

 I am consistently delivering good, almost new science to my readers, and love doing it, and I am working on crowdfunding this activity of mine. As we talk business plans, I remind you that you can download, from the library of my blog, the business plan I prepared for my semi-scientific project Befund  (and you can access the French versionas well). You can also get a free e-copy of my book ‘Capitalism and Political Power’ You can support my research by donating directly, any amount you consider appropriate, to my PayPal account. You can also consider going to my Patreon pageand become my patron. If you decide so, I will be grateful for suggesting me two things that Patreon suggests me to suggest you. Firstly, what kind of reward would you expect in exchange of supporting me? Secondly, what kind of phases would you like to see in the development of my research, and of the corresponding educational tools?

La morale de ce conte de fées

Mon éditorial

Ça y est. Je pense que j’ai trouvé le concept central d’entreprise pour mon projet EneFin. Le voilà. Le contexte économique c’est la différence entre deux catégories des prix de détail dans le marché de l’électricité : les prix type « ménage », plus élevé, et le prix « professionnel », plus bas. J’avais déjà donné un aperçu de ces différences, dans certains pays européens, dans « Je recalcule ça en épisodes de chargement des smartphones » ainsi que dans « A first approach on the financial side ». Les deux catégories des prix sont celles pour les consommateurs finaux et néanmoins la différence entre elles est tellement significative que c’est presque comme si le prix pour les consommateurs institutionnels était un prix de gros dans une chaîne de valeur ajoutée. Le truc, c’est qu’il n’y a pas vraiment de valeur ajoutée entre ces deux prix. Leur fourchette a sa source uniquement dans la différence du pouvoir de négociation entre les deux catégories d’acheteurs.

Imaginons un contrat complexe, où le consommateur individuel achète de l’énergie en payant le prix « ménager » ordinaire, mais ce prix lui achète deux choses : de l’énergie payée au prix « institutionnel » ainsi que quelque chose d’autre, pour l’équivalent de fourchette entre le prix « ménager » et le prix « institutionnel ». Mathématiquement, avec les prix de mon pays, la Pologne, ça se présente comme €0,15 de prix « ménager » que je paie pour chaque kilowatt heure et ce €0,15 m’achète la kilowatt heure en question, strictement dite, au prix « institutionnel », donc €0,09, plus quelque chose d’autre pour l’équivalent de €0,15 – €0,09 = €0,06. Ce quelque chose d’autre ferait bien d’être logiquement lié à la consommation d’énergie. Suivant les écrits de l’un des pères fondateurs de ma discipline scientifique, Jean Baptiste Say, ce qui est étroitement lié à la consommation, c’est la production.

Ce que j’achète pour ce surplus de €0,15 – €0,09 = €0,06 pourraient donc être des (petits) titres de participation dans le bilan d’un fournisseur d’énergie, soit dans le capital social soit dans la dette d’entreprise. Mon petit €0,06 que je paie avec l’achat de chaque kilowatt heure peut donc être converti en une action ou bien une obligation d’un fournisseur d’énergie. Alors voilà que, tout à fait par hasard, un nouvel entrepreneur dans le voisinage construit une installation génératrice d’électricité, de petite ou moyenne capacité, à la base d’énergies renouvelables : photovoltaïque, hydraulique, peut-être de l’éolien (ce dernier type d’énergie est difficile à tailler en petit, pour autant que je sache). Moi, comme consommateur, je suis intéressé dans le développement de telles sources d’énergie renouvelable dans mon environnement, donc moi et le nouvel entrepreneur, on négocie.

Moi, comme Polonais moyen, je consume environ 5 010,27 kWh par an en termes d’usage strictement ménager. Enfin, au total, je consomme plus, plutôt comme 28 961,10 kWh par an, mais le reste, c’est-à-dire 28 961,10 – 5 010,27 = 23 950,83 kWh par an, je les consomme dans le transport et sous forme d’énergie immobilisée dans les biens et services. Ce que je peux apporter à la table de négociation avec ce fournisseur d’énergie en voie de construction ce sont mes 5 010,27 kWh bien à moi, par an. En prix d’électricité type « ménager », ces 5 010,27 kWh bien à moi valent 5 010,27 kWh * €0,15 = €751,54.

Voilà que moi et le fournisseur nouvel de l’énergie, on négocie l’accord suivant. J’achète de lui un paquet de 5010 contrats à terme, chacun correspondant à 1 kilowatt heure d’énergie à être fournie dans l’avenir (c’est le trait caractéristique des contrats à terme). J’en passe sur le 0,27 kWh par an, pas de quoi faire un fromage. Je paie pour chacun de ces contrats le prix que je paierais pour l’électricité « ménagère », donc €0,15 * 5010 = €751,50 et ces €751,50 m’achètent de l’électricité future pour un prix unitaire de €0,09 par une kilowatt heure, soit €450,90 pour ma consommation annuelle, ainsi que des titres de participation dans le bilan de ce fournisseur, pour l’équivalent de €0,15 – €0,09 = €0,06 par kWh, donc pour €0,06*5010 = €300,60.

En me pourvoyant en ce paquet des contrats à terme, je m’assure, premièrement, la fourniture future d’électricité pour un prix fixe très avantageux pour un consommateur individuel et deuxièmement, j’acquiers une parcelle de capital investi dans le fournisseur d’énergie. Quel que soient mes titres de participation dans son bilan – actions ou obligations – l’argent que je paie pour l’énergie strictement dite, donc les €0,15 – €0,09 = €450,90, ça contribue à assurer un retour sur mes €0,06*5010 = €300,60 investis dans le bilan. Le fournisseur d’énergie sur sa piste d’envol, quant à lui, vient de me vendre de l’énergie future pour du pognon payé aujourd’hui (toujours avantageux), il a fait une affaire décente puisqu’il vient de vendre à un prix qu’il pourrait obtenir en pourvoyant, par exemple, un large centre commercial, et en plus, il vient d’acquérir du capital liquide pour son investissement.

Somme toute, ça à tout l’air d’une situation « win – win » et en même temps, c’est un schéma coopératif. Lorsque l’acheteur des biens acquiert les bien en question et en même temps la participation dans le bilan de leur fournisseur, c’est une structure coopérative. Les avantages sont ceux d’une coopérative : les clients sont en même temps des investisseurs de leur fournisseur, donc ils ont tout intérêt à lui rester fidèles et en même temps ils ont un contrôle poussé sur son activité. Voilà pourquoi j’ai donné à ce concept d’entreprise le nom de Coop EneFin.

C’est un schéma coopératif mais pas uniquement coopératif. La formule des contrats à terme combinés avec les participations dans le bilan peut acquérir de l’énergie, pour ainsi dire, si nous créons un marché pour l’échange libre de ces contrats. De cette façon je transforme ces contrats en des titres financiers et par ce moyen je donne à Coop EneFinl’élégance légère d’une société par actions combinée avec un marché financier ouvert. Puisqu’on parle du loup et le loup c’est le marché, il est prudent de mesurer la taille du loup, juste en cas je voudrais le coucher dans le lit de la grand-mère du Petit Chaperon Rouge. En utilisant mes données sur les prix d’électricité dans certains pays européens (consultez « Je recalcule ça en épisodes de chargement des smartphones » et « A first approach on the financial side »), je calcule la valeur du marché créé sur la base de demande d’électricité de la part d’une population de 180 000 ménages urbains. Je rappelle que ces 180 000 c’est une fraction hypothétique de 12% des consommateurs innovants dans une ville de taille respectable, soit de 1 500 000 d’habitants.

Tableau 1, ci-dessous, présente mes calculs de la taille du loup, donc des trois variables agrégées : a) la valeur marchande d’électricité vendue aux 180 000 ménages, au tarif pour les clients institutionnelsb) la valeur comptable du capital possible à collecter des 180 000 ménages, sur la base du résiduel « prix pour consommateurs institutionnels – prix pour les ménages » c) la capacité électrique requise pour 180 000 ménages, kWh. En plus, j’ai déniché (provisoirement), une règle comptable qui dit que j’ai besoin de €2445 d’investissement en capital physique pour chaque kilowatt de capacité électrique dans une turbine hydraulique[1]. Ceci veut dire que le capital possible à collecter à travers mon schéma de Coop EneFinpourrait financer 40 – 41% de l’investissement physique.

Tableau 1

Pays Valeur marchande d’électricité vendue aux 180 000 ménages, au tarif pour les clients institutionnels Valeur comptable du capital possible à collecter des 180 000 ménages, sur la base du résiduel « prix pour consommateurs institutionnels – prix pour les ménages » Capacité électrique requise pour 180 000 ménages, kWh
Autriche  € 124 004 599  € 151 561 177  157 286
Suisse  € 109 957 128  € 93 725 694  122 376
République Tchèque  € 97 855 221  € 97 855 221  159 581
Allemagne  € 207 383 524  € 276 511 365  157 826
Espagne  € 102 435 544  € 111 747 866  106 305
Estonie  € 136 026 400  € 45 342 133  172 535
Finlande  € 150 197 511  € 193 111 086  244 940
France  € 133 557 336  € 93 490 136  152 463
Royaume Uni  € 130 129 746  € 50 049 902  114 269
Hollande  € 122 642 524  € 122 642 524  175 004
Norvège  € 147 436 962  € 210 624 231  240 439
Pologne  € 81 166 381  € 54 110 920  102 951
Portugal  € 92 640 729  € 84 920 668  88 129

 Toujours ça de gagné. Encore, il faut que je prenne la peau du loup, puisque Coop EneFinest censé être une entreprise à profit. Je suppose que 10% de commission sur la valeur totale des transactions faites sur la plateforme technologique correspondante est une assomption raisonnable, à partir de laquelle je peux formuler une analyse financière plus fine.

La morale de ce conte de fées est – une fois de plus – le principe de base que je répète à mes étudiants : commencez toute étude de marché par étudier les prix, car les prix vous informent sur la structure dudit marché et sur les bonnes affaires que vous pouvez y faire. Allez les enfants, papy Krzysztof a fini de raconter ses contes des fées, pour aujourd’hui.

Je continue à vous fournir de la bonne science, presque neuve, juste un peu cabossée dans le processus de conception. Je vous rappelle que vous pouvez télécharger le business plan du projet BeFund(aussi accessible en version anglaise). Je veux utiliser le financement participatif pour me donner une assise financière dans cet effort. Vous pouvez soutenir financièrement ma recherche, selon votre meilleur jugement, à travers mon compte PayPal. Vous pouvez aussi vous enregistrer comme mon patron sur mon compte Patreon. Si vous en faites ainsi, je vous serai reconnaissant pour m’indiquer deux trucs importants : quel genre de récompense attendez-vous en échange du patronage et quelles étapes souhaitiez-vous voir dans mon travail ?

[1]https://www.quora.com/What-is-the-cost-of-setting-up-of-a-1-Mw-hydro-power-plantdernier accès 23 Avril 2018

Lean and adaptable

My editorial

Things of life make me circle around the core of my present work, namely around that business plan for the EneFinproject. Last Monday, a friend of mine, with whom I am doing a lot of work on FinTech things, asked me a general question: ‘If you had like to explain your students what is a financial innovation and how it is being done, what would you tell them?’. The question fits my current interests, so I will try to kill two birds with one stone. I will try to develop an intellectually satisfactory answer to that general question, and, in the same time, I will try to move one step forward in the writing of my business plan.

‘Financial’ means something about money. It is about money moving in transactions, or about money staying calmly and nicely in one place, in some cosy balance sheet. Innovating about money means figuring out some new ways of paying with money, or some new manner of piling money up. The essential job that money does for people is to assure liquidity, i.e. money makes it possible to move economic utilities in space and over time, with a minimum of transaction costs. If you have to move a mountain, like in one go, from spot A to spot B, you need either a small particle of really solid faith or a really big piece of civil engineering. Still, if you can move the mountain in question piece by piece, e.g. bucket by bucket, things become easier. You can move those buckets around with a lot less of civil engineering, and your faith is being put to significantly lesser a strain, as well. This is what ‘financial’ means in the first place: transforming a mountain of economic utility into a set of small buckets of financial equivalence, and moving those buckets around smoothly and efficiently.

Any movement happens with a given velocity, along a given vector, and our control over that movement is observable as the capacity to modify both the vector and the velocity. Inventing something new about money and its use, thus making a financial innovation, is equivalent to finding out how to give more velocity in and/or more control over the movement of money. This little elaboration in the lines of Newtonian physics serves me to introduce a secondary effect to the primary financial function. When you create financial instruments, i.e. standardized legal deeds representing small parcels of economic utility, those instruments, although being technically something derivative from something else, start having an economic life of their own. Having an economic life means being tradable, and actually traded, and thus having a market price.

Sounds nice, so far. I am trying to apply those fancy generalities to my EneFinconcept. The mountain of economic utility comes, logically, in the first place. I can distinguish three big masses in the geography around me: the capital immobilised in power generation (power installations), accompanied by the capital immobilised in power grids (systems of distribution), and finally the population of users. They all move, and so, logically, they are not mountains, but rather the tectonic plates that mountains rest on. The mountains per se are made of long-term contracts between power plants and power grids, for one, as well as contracts between power grids (distributors) and their end-users. Ah, there are, in some places, the contracts between power plants (those rather small, local ones, like solar farms) and the end users, directly.

Now, it looks weird. I have mountains rising sort of at the junction of tectonic plates they are supposed to stand on. These are intercontinental mountains. See? I was sure I can invent something unparalleled. That’s the thing with metaphors: you push too far and they become meaningless. Anyway, I have those big masses of long-term contracts, moving very slowly, or hardly at all. Those long-term contracts have economic utility in them. Anything financial one could possibly do about them would consist in creating a complex set of financial instruments, i.e. tradable legal deeds equipped with intrinsic value expressed in the units of currency. I have come up with a few ideas as for those financial instruments, and I am listing them below.

Idea #1are standardized coupons for purchasing electricity, like for 1 kWh each, tradable either like coupons strictly spoken, or, in a technologically fancier manner, as tokens of a cryptocurrency. Those coupons are financialized commitments from the long-term contracts between the consumers of electricity and their direct suppliers, this the distributors who operate power grids. In such a contract, the consumer commits to purchase electricity from a distributor, like for 2 years in a row, and said distributor commits to supply electricity, in a given amount. This type of tradable, standardized deeds for purchasing electricity have been used for decades in the wholesale market of electricity, i.e. between power plants and distributors. I am thinking about developing the same concept in the retail market. It would allow the distributors to cash today their future expected deliveries of power to consumers, and consumers could have a more diversified portfolio of suppliers.

As I think about it now, that type of financial instrument, as conceptualized in my Idea #1, would be workable mostly for new suppliers in the market, for example for new solar farms or new, local hydraulic turbines of moderate size. They could sell to the neighbouring consumers their future output of electricity, in the form of those coupons, instead of signing long-term contracts. Lower and more liquid a commitment from the part of consumers could convince the latter to try and buy that new, fancy power from the new solar farm, sort of.

The more I think about that Idea #1, the more I am convinced that it would require to operate power grids similarly to railways. In the railway business, at least in Europe, you frequently have a separation between the operator of the physical, actual railway (infrastructure), and the operators of trains, on the other hand.

Idea #2is based on the same contracts, and consists in making the consumers’ financial commitments into tradable deeds, like into bills of exchange. In a long-term contract I sign with a supplier of electricity, I am supposed to pay standardized amounts of money every month, and those monthly instalments are based on a smoothed prediction of my future consumption of power. Idea #2 sums up to singling each such future, promised instalment out of the long term contract and trading it as a security, or, once again, as a token of value in a cryptocurrency. As a financial utility, it gives, once again, more liquidity to the distributors. Of course, those financial claims on consumers would be conditional on supplying them a given amount of electricity. As I look at it now, it would essentially amount to have something like options or future contracts, i.e. financial instruments that guarantee a fixed future price of 1 kWh.

As for Ideas #1 and #2, you can look up Les marchés possibles à développer à partir d’une facture d’électricité, A first approach on the financial sideor Une plantation des clients qui portent fruit.

Idea #3is an app coupled with the network of electric sockets, in a smart city. You use the app to pay for electricity as you actually use it, sort of smoothly. Initially, I developed that idea for a network of publicly available electric sockets, made for sort of causal charging of smartphones (see Je recalcule ça en épisodes de chargement des smartphones), but, as I think of it, the idea could extend to all the usage of electricity in a smart city. I could, for example, use the app to drive the usage of electricity in my apartment to a strict minimum when I leave for the weekend, and I would pay just for that minimum. On the other hand, when I use a lot of electric tools in my garage, e.g. when I build a DIY intercontinental ballistic missile, I would pay on the spot for that extra juice.

In legal and financial terms, Idea #3 would amount, once again, to turn the long-term financial commitments on the part of consumers into short-term, spot payments. As I think of it, it wouldn’t even require much change in the distribution system. Large populations, and in the case of a typical, European project of smart city, we are talking like 1,5 million people or more, have a predictable consumption of energy. I managed to provide some scientific proof of that in my article: Settlement by energy. The amount, and, I dare say, the structure of final consumption in energy, remain fairly predictable in such a large human settlement. What is being financialized, i.e. made more liquid, is just the payment for energy.

Good, I have listed my so-far ideas. Now, I keep inventing. We are in a smart city, and there are many local projects of setting local power sources from renewable energies. They are competing for accessing the market of energy in that smart city. They are selling futures contracts on their future, expected output of power. Normally, when you sell your future expected output in the form of futures contracts, you need to give a substantial discount on the present price. If you buy futures on coffee, for example, and you agree to pay today for the coffee beans from the next harvest, like in 6 months, you can negotiate even 40% lower a price, as compared to the coffee beans actually available in the warehouse. Here, the same, future expected power, sold today, is bound to be noticeably cheaper than the presently available juice. Still, we can add to the fun. I imagine a financial instrument which embodies a compound contract: a futures contract on future expected supply of electricity paired with a participation in the equity of the supplier.

That would be my Idea #4, in the framework of the EneFinproject, and here comes a little calculation. In my home country, Poland, 1 kilowatt hour, in the retail market, costs like €0,15. In the semi-retail market, i.e. power for institutional consumers, costs about €0,09 per kWh. I want to start a local station of hydraulic turbines. Nothing big, let’s say two turbines of 1 megawatt each, thus 2 MW in total. That makes an annual output of 2000 kW times 8760 hours in a year, and equals 17 520 000 kWh in a year. In standard retail prices it would make a revenue of 17 520 000 * €0,15 = €2 628 000 a year. I am offering futures on my output, paired with shares in my equity. The buyer pays €0,09 per 1 kWh of future power supply, and €0,06 of small participation in the equity of my power plant, so €0,15 in total, which is just the same as the price of presently available, retailed power. That makes, from the point of view of the supplier, an annual revenue of 17 520 000 * €0,09 =  €1 576 800, plus 17 520 000 * €0,06 =  €1 051 200 in equity.

As business structures come, what comes out of my Idea $4 is an actual cooperative structure. Even if I make it into the legal vehicle of a company, the basic concept is cooperative: the buyers of my output become my shareholders. We can go even further down this path and create a FinTech platform for any market, where barriers to entry, in terms of physical investment, are relatively low, and there is a big fork between retail prices, and the wholesale ones. I think about transportation services, food supply, maybe construction services as well. A start-up sells futures on its future expected output, paired with small shares in its equity. This could make an excellent financial tool for building local cooperative structures.

I used to belong to a few cooperatives in the past. They were housing cooperatives. The thing about those structures is that they are functional as long as membership remains limited to a small number of people. A classical cooperative with 15 members is just fine, with 150 it becomes really clumsy as for decision making, and with 1500 it turns into a feral bureaucracy. My idea – for the moment I name it Coop EneFin– offers all the advantages of the cooperative scheme, whilst giving the whole thing the smooth liquidity of a corporate structure. If I do it the FinTech way, with some smart app facilitating the buying and selling, as well as reselling, of those cooperative futures contracts, it looks the way a good financial innovation should look: lean and adaptable.

There are two levels of testing that business concept. Firstly, the financial soundness: the transactional FinTech platform for trading those cooperative contracts should generate profits sufficient to give a good return on the equity invested in its creation. As a wannabe mad scientist (I don’t have any old castle in the mountains, so I have to wait a bit before graduating into a full mad scientist), I can use the same cooperative scheme to raise money for that technological platform. Anyway, the FinTech utility needs to earn its living somehow. There are three essential ways (look up Plus ou moins les facteurs associés). At the most basic level, Coop EneFin can be just a transactional platform, collecting a commission on each transaction in those ‘futures + equity’ contracts. Secondly, it can be a closed club, with an entry lump fee to pay for the corresponding software package, and then a monthly membership. Thirdly, and finally, the Coop EneFinproject can specialize just in the development of the technology, which, in turn, allows the creation of local cooperative networks around local suppliers of energy.

The realistically appraised cost of technological development, regarding that FinTech utility, comes as the key factor in the business planning. I already had that intuition after browsing the financials of Square Inc., one of the big players in the FinTech business (look up The smaller more and more in FinTech). I can intuitively, and provisionally, nail down the cost of product development at some 15% of revenues in the maturity phase of the business. Liaising with the preliminary calculations I presented a few paragraphs ago, that would make like €236 520 for maintaining and developing the FinTech technology for supporting the Coop Enefin scheme for one local power plant of 2 megawatts. The trick is to minimize the cost of current upgrading in that technology, or, in other words, to minimize its pace of moral obsolescence.

I am consistently delivering good, almost new science to my readers, and love doing it, and I am working on crowdfunding this activity of mine. As we talk business plans, I remind you that you can download, from the library of my blog, the business plan I prepared for my semi-scientific project Befund (and you can access the French versionas well). You can support my research by donating directly, any amount you consider appropriate, to my PayPal account. You can also consider going to my Patreon pageand become my patron. If you decide so, I will be grateful for suggesting me two things that Patreon suggests me to suggest you. Firstly, what kind of reward would you expect in exchange of supporting me? Secondly, what kind of phases would you like to see in the development of my research, and of the corresponding educational tools?

Je recalcule ça en épisodes de chargement des smartphones

Mon éditorial

Je viens de publier une mise à jour en anglais (Complicated? Certainly, and this is not all) où je déclare d’avoir besoin de secouer mes méninges un tantinet et de prendre un peu de distance par rapport à ce business plan d’EneFin, le projet FinTech pour le marché de l’énergie. Aussitôt dit, aussitôt fait, pour ainsi dire : dès que je viens de déclarer le besoin de prendre de la distance, j’en prends effectivement et je mets mon idée la tête à l’envers par rapport à ce que j’avais écrit auparavant.

J’imagine une ville intelligente criblée avec des prises électriques, ou bien, pour la tension vraiment basse utilisée par l’équipement électronique, avec ces coussins de chargement qui sont déjà en usage pour les téléphones portables. Dans la rue, dans les gares, les restos, les parcs – les points de chargement, vous en avez un peu partout. Chaque point de chargement est accessible en deux modes : mode urgence gratuit et mode ordinaire payant. Le mode urgence est limité à un certain nombre de kilowatt heures, par exemple ce qui est nécessaire pour charger un smartphone à 20% de sa batterie ; ça devrait donner comme 0,1 kWh. Ça c’est l’électricité démocratique pour tous. Dès que je passe la limite de 0,1 kWh, le point de chargement se tourne en mode sommeil, à moins que je paie avec l’application mobile EneFin. Dans ce cas, EneFin fonctionne comme un porte-monnaie mobile. Ça connecte mon smartphone au réseau électrique (ou plutôt au système de contrôle de ce réseau) et me permet de payer pour un montant spécifique de kilowatt heures d’électricité.

Ça c’est l’idée de base et maintenant je vais la tester à froid, ensuite je vais la chauffer, étirer et marteler un peu. A froid, comme je viens de la formuler, je la connecte à mon business plan pour le projet BeFundet donc à l’environnement d’une ville intelligente. Une ville a tendance à devenir intelligente à partir de 1,5 millions de personnes dans ladite ville. J’assume donc l’existence d’une sous-population particulièrement ouverte aux nouveautés, faite de 12% des citadins, plus une population jumelle des visiteurs temporaires (touristes, hommes et femmes d’affaires etc.). Au total, ça me fait donc 2*12%*1 500 000 = 360 000 utilisateurs.

Maintenant, je recalcule ça en épisodes de chargement des smartphones. Un chargement complet dure quelques 4 heures et prend environ 0,5 kWh. Disons que le chargement via EneFinsurviendra une fois par semaine en moyenne, donc 54 fois dans l’année. Pour un utilisateur moyen, cela représente 54*0,5 = 27 kWh par an et pour la population totale que je viens de définir comme hypothèse, soit les 360 000 personnes, j’obtiens 9 720 000 kilowatt heures par an.

Je passe aux prix. Dans Tableau 1, ci-dessous, vous pouvez trouver le fruit de ma recherche à propos des prix d’électricité en Europe. Vous pouvez constater qu’il y a deux marchés distincts, démarqués par des prix distincts : celui des ménages et celui des consommateurs institutionnels. Plus loin, donc en-dessous du tableau 1, je développe sur cette constatation.

 

Tableau 1 Prix moyens d’électricité, par kWh, dans certains pays européens

Pays Prix d’une kWh pour les ménages Prix d’une kWh pour les consommateurs institutionnels
Autriche € 0,20 € 0,09
Suisse € 0,19 € 0,10
République Tchèque € 0,14 € 0,07
Allemagne € 0,35 € 0,15
Espagne € 0,23 € 0,11
Estonie € 0,12 € 0,09
Finlande € 0,16 € 0,07
France € 0,17 € 0,10
Royaume Uni € 0,18 € 0,13
Hollande € 0,16 € 0,08
Norvège € 0,17 € 0,07
Pologne € 0,15 € 0,09
Portugal € 0,23 € 0,12

 

Un calcul rapide montre que la distance relative entre les prix « ménagers » d’électricité et ceux que nous pouvons désigner comme « institutionnels » est vraiment importante, d’une part, et qu’elle est diffère grandement d’un pays à l’autre. Ici, une remarque générale s’impose à propos de préparation d’un business plan : l’étude des prix est la pierre de souche de toute étude de marché. Quoi que vous fassiez comme business plan, étudier les prix est fondamental.

J’explique aussi cette phrase que j’ai écrite plus haut, que des prix distincts marquent des marchés distincts. C’est l’un des principes de base de l’économie : le fonctionnement d’un marché s’observe surtout à travers les prix. Si j’ai des prix clairement différents pour un même bien (donc pour la même utilité économique), ils doivent s’être formés sur la base des mécanismes économiques différents, donc j’ai affaire à des marchés distincts et définis comme structures d’échanges.

Ceci dit, l’idée de base dans tout concept d’entreprise est qu’à part de dégager de la valeur ajoutée il faut aussi monnayer cette valeur. Il faut donc capturer un différentiel des prix, entre des marchés distincts, acheter bon marché et revendre à des prix qui correspondent à ma stratégie marketing. Quant à la première composante de ce principe général, « acheter bon marché » peut se passer à deux niveau différents. D’une part, on peut acheter de l’électricité comme client institutionnel et ensuite la revendre au clients individuels. A ce niveau-là, la Norvège, la Finlande ainsi que l’Allemagne offrent les meilleures marges. D’autre part, on peut imaginer un achat d’électricité, prix client institutionnel, dans le marché national qui offre les meilleures conditions pour les clients institutionnels, et ensuite revendre cette électricité au prix « ménage » dans le marché le plus cher. Le premier niveau est plus simple, le deuxième implique non pas tellement du commerce en énergie proprement dite mais bien plutôt du commerce en titres financiers, donc le concept que je m’efforçais de développer précédemment (consulter Une plantation des clients qui portent fruitou bien Les marchés possibles à développer à partir d’une facture d’électricité).

Je reste au premier niveau et je formule mes stratégies marketing. Stratégie no. 1assume que je tente mes clients, sur EneFin, avec un prix d’électricité plus bas que la moyenne ménagère et plus proche du prix institutionnel. Disons que ce serait in prix mi-chemin entre le ménager et l’institutionnel. C’est une stratégie simple et brutale d’incitation financière directe. Mon objectif est d’attirer rapidement un grand nombre des clients de parmi ces 360 000. Stratégie no. 2va dans une direction différente : j’applique les prix typiquement ménagers (donc relativement élevés) et en même temps j’offre aux clients d’EneFinun système promotionnel ou chaque € dépensé revient en forme des points de pouvoir d’achat, genre « si vous achetez 100 kilowatt heures chez nous, vous gagnerez 10% de ça en forme des points pour des achats futurs ». Bien sûr, les maths disent que le prix réellement monnayé serait le prix « ménages » moins 10%. Stratégie no. 3, à son tour, consiste à ramasser la crème du marché avec des prix encore plus élevés – disons 10% de plus – que ceux des tarifs ménagers ordinaires. Le principe de base est qu’EneFin, dans cette forme précise, offre une fonctionnalité quelque peu unique et qu’il est donc logique de prélever une marge bénéficiaire additionnelle, disons, encore une fois, les 10% intuitifs. Dans les tableaux qui suivent, ci-dessous, je développe sur ces trois stratégies, avec les assomptions formulées plus haut. J’étudie la dépense individuelle moyenne par client par an ainsi que la marge brute possible à dégager d’un marché local typique à prendre.

L’évaluation de la dépense individuelle sert à se faire une idée de l’importance subjective des achats d’énergie, faits avec cette fonctionnalité d’EneFin, dans le panier ménager de mes clients. En ce qui regarde la marge brute, j’introduis un élément de compétition prix. J’assume qu’avec la stratégie des bas prix (Stratégie no. 1) je peux attirer la totalité de cette sous-population locale des clients (donc ces 360 000 clients dans une ville). Ensuite, dans les Stratégies no. 2 et 3, je réduis la taille de mon portefeuille-clients en proportion inverse au prix : si le prix dans la Stratégie no. 2 est de 20% plus haut que celui de la stratégie no. 1, je réduis les 360 000 clients par 20%, donc je descends à 288 000 clients etc.

Point de vue dépense individuelle, ça a l’air gentil. Ces montants devraient rester dans le domaine des dépenses quasi-intuitives chez les clients, donc il devrait être facile de développer leur loyauté. En ce qui concerne la marge brute, le jeu différentiel des prix montre quatre marchés nationaux les plus attractifs, dans l’ordre : l’Allemagne, l’Espagne, le Portugal et l’Autriche. En tenant compte du nombre des communautés urbaines de grande taille, dans chacun des pays, l’Allemagne se présente comme LE marché à prendre.

 Tableau 2

  Dépense individuelle annuelle moyenne dans la fonctionnalité EneFin sous l’étude
Pays Stratégie no. 1 – Bas prix Stratégie no. 2 – prix moyen avec incitation additionnelle Stratégie no. 3 – prix élevé
Autriche  € 3,92  € 4,86  € 5,94
Suisse  € 3,95  € 4,62  € 5,64
République Tchèque  € 2,84  € 3,40  € 4,16
Allemagne  € 6,75  € 8,51  € 10,40
Espagne  € 4,59  € 5,59  € 6,83
Estonie  € 2,84  € 2,92  € 3,56
Finlande  € 3,11  € 3,89  € 4,75
France  € 3,65  € 4,13  € 5,05
Royaume Uni  € 4,19  € 4,37  € 5,35
Hollande  € 3,24  € 3,89  € 4,75
Norvège  € 3,24  € 4,13  € 5,05
Pologne  € 3,24  € 3,65  € 4,46
Portugal  € 4,73  € 5,59  € 6,83

 

Tableau 3

  Marge brute annuelle, dans un marché local (une ville typique) dans la fonctionnalité EneFin sous l’étude
Pays Stratégie no. 1 – Bas prix Stratégie no. 2 – prix moyen avec incitation additionnelle Stratégie no. 3 – prix élevé
Autriche  € 534 600,00  € 704 700,00  € 1 033 854,55
Suisse  € 424 907,24  € 569 002,18  € 846 404,57
République Tchèque  € 340 200,00  € 453 600,00  € 668 029,09
Allemagne  € 972 000,00  € 1 272 857,14  € 1 868 890,91
Espagne  € 583 200,00  € 774 313,04  € 1 137 240,00
Estonie  € 145 800,00  € 170 100,00  € 334 014,55
Finlande  € 437 400,00  € 574 425,00  € 842 989,09
France  € 340 200,00  € 454 552,94  € 691 887,27
Royaume Uni  € 243 000,00  € 297 600,00  € 540 785,45
Hollande  € 388 800,00  € 518 400,00  € 763 461,82
Norvège  € 486 000,00  € 632 752,94  € 930 469,09
Pologne  € 291 600,00  € 388 800,00  € 596 454,55
Portugal  € 534 600,00  € 714 913,04  € 1 057 712,73

Je continue à vous fournir de la bonne science, presque neuve, juste un peu cabossée dans le processus de conception. Je vous rappelle que vous pouvez télécharger le business plan du projet BeFund(aussi accessible en version anglaise). Je veux utiliser le financement participatif pour me donner une assise financière dans cet effort. Vous pouvez soutenir financièrement ma recherche, selon votre meilleur jugement, à travers mon compte PayPal. Vous pouvez aussi vous enregistrer comme mon patron sur mon compte Patreon. Si vous en faites ainsi, je vous serai reconnaissant pour m’indiquer deux trucs importants : quel genre de récompense attendez-vous en échange du patronage et quelles étapes souhaitiez-vous voir dans mon travail ?

Une plantation des clients qui portent fruit

Mon éditorial

J’enchaine sur ma dernière mise à jour en anglais (consultez : A first approach on the financial side) et je fais une première simulation des revenus du projet EneFin. Je profite de l’occasion pour piocher un peu dans les fondations légales aussi bien que mathématiques du pronostic des ventes dans ce projet. Je sais que dans ma mise à jour précédente en français (Les marchés possibles à développer à partir d’une facture d’électricité) je me suis prononcé pour aller aussi droit au but que possible dans la préparation du business plan pour je projet EneFin, sans trop d’excursions dans la théorie. Toutefois, la pensée, ça a ses droits et ses rythmes. Ma pensée à moi, en ce moment précis, a besoin de comprendre à fond le fonctionnement de mon marché. C’est un exemple de spéculation intellectuelle à propos du comportement de mes clients. Exactement le genre de problème auquel un labo behavioriste, comme celui que je veux créer dans le cadre de mon projet BeFund, pourrait se mesurer.

Tout d’abord, je résume le concept EneFinde base que j’ai forgé jusqu’à maintenant. C’est une plateforme technologique type FinTech, où les fournisseurs d’énergie électrique aussi bien que ses consommateurs peuvent vendre et acheter deux types des contrats standardisés : les garanties de fourniture d’énergie dans l’avenir à un prix fixe, d’une part, et les garanties de paiement d’un montant monétaire fixe en échange de fourniture d’une quantité d’énergie fixe.

Il me vient à l’esprit qu’il serait utile de définir plus exactement le fournisseur d’énergie ainsi que ses clients. Intuitivement, je pense que cette fonctionnalité précise est dédiée surtout aux relations entre les consommateurs individuels d’énergie et leurs fournisseurs immédiats, donc soit des sociétés de distribution soit des opérateurs de relativement petites centrales électriques locales, par exemple des petites fermes à vent ou des turbines hydrauliques locales. Je veux dire que mon intuition me dit que cette fonctionnalité est faite pour le marché de détail marché de détailplus que pour le gros .

Je vais plus loin dans la description des clients. Un fournisseur détail d’énergie est une structure institutionnelle qui a des contrats long terme signés avec un certain nombre des consommateurs. En fait, ce qui m’intéresse dans un fournisseur, ce sont précisément ces contrats. Je les représente comme un ensemble CR = {cr1, cr2, …, crn}de ncontrats long-terme et cet ensemble CR est identique, du moins au départ, avec un autre ensemble, celui CO = {co1, co2, …, com}de mconsommateurs. Je dis « au départ » parce que la participation d’un fournisseurs, avec ses clients, à la plateforme EneFin, est liée à la titrisation des contrats long-terme (à propos de la titrisation en tant que telle, consultez Les marchés possibles à développer à partir d’une facture d’électricité). Avec du temps passé sur la plateforme EneFin, le portefeuille des contrats long terme d’un fournisseur peut devenir distinct (non-identique) par rapport à l’ensemble des clients.

De toute façon, il y a ce fournisseur Fqui apporte avec lui l’ensemble CR = {cr1, cr2, …, crn}de ncontrats long-terme. Chaque contrat long-terme, pris séparément, représente deux séries chronologiques : celle des fournitures mensuelles d’énergie et celle des paiements anticipés de la part du consommateur. Si j’adopte le cycle mensuel, les deux séries représentent deux ensemble ordonnés (deux vecteurs ?) d’un même nombre d’éléments distincts. Je désigne ledit nombre comme « z » et ensuite je peux formellement écrire :

crt<=> (F = {f; f; …, fz}, PM = {pm; pm; … ; pmz})

(CR = {cr1, cr2, …, crn}) <=>(F = {f; f; …, fz*n}, PM = {pm; pm; … ; pmz*n})

Alors voilà que la notation mathématique a joué le rôle qu’elle est censée de jouer : elle m’a aidée à clarifier la situation. Un ensemble CRde ncontrats-client à long terme, avec un horizon temporel typique de zmois, équivaut à z*nfournitures mensuelles promises d’énergie ainsi qu’à z*nmensualités de paiement.

Le marketing d’EneFinexige donc que tout d’abord, un fournisseur d’énergie soit partant. Ensuite, avec son concours, le service EneFincontacte ses clients et leur propose de transformer les mensualités futures « » de fourniture d’énergie, ainsi que les paiements mensuels futurs « pm » en autant de titres échangeables et sujets à l’échange commercial. « Monsieur, Madame. Vous pouvez consentir à transformer les fournitures mensuelles promises d’électricité, de la part de votre fournisseur contractuel, en des titres échangeables. Tout fournisseur tierce partie pourra racheter ces titres de votre fournisseur contractuel présent et devenir ainsi votre fournisseur temporaire pour le mois correspondant au titre racheté. Si vous consentez à un tel schéma légal et financier, vous aurez un rabais de X% sur le prix d’électricité fournie. Vous pouvez aussi consentir à la circulation commerciale des créances futures que votre fournisseur contractuel aura vis à vis de vous, à titre des fournitures futures d’électricité. Ces créances futures deviendront des traites librement échangeables et conditionnelles sur votre consommation effective d’électricité. Si vous consentez à ce schéma légal et financier, vous aurez droit à Y% de rabais sur votre prix d’électricité. Votre consentement joint aux deux schémas proposés entrainera, bien sûr, un rabais combiné de (X+Y)%».

Est-ce que c’est compréhensible, à votre avis ? Je veux dire que, honnêtement, j’ai besoin de savoir si cette explication est intelligible. Si vous avez des remarques à ce propos, placez-les, SVP, comme commentaires sous cette mise à jour. Il y a ce principe très pragmatique dans la préparation d’un business plan : si vous êtes capable d’expliquer les conditions essentielles de votre business d’une façon intelligible, comme si vous présentiez une offre commerciale, vous en êtes probablement arrivé au stade de maturité dans la conceptualisation de votre entreprise ; sinon, faut revoir et réviser votre concept jusqu’une telle explication naisse.

Alors, maintenant, qu’est-ce que je vais dire au fournisseur d’électricité, pour le convaincre ? Voyons voir… « Monsieur, Madame. Vous pouvez soumettre votre portefeuille des contrats-clients à l’échange sur la plateforme EneFin. Sous condition d’obtenir le consentement de la part de vos clients, vous pourrez transformer leur demande contractuelle future en électricité en des titres échangeables et vous pourrez faire la même chose avec vos créances futures, conditionnelles sur la fourniture future d’électricité, vis à vis de ces clients. Vous serez capable de vendre aussi bien les titres de demande-clients que les créances-clients futures. Il y a deux façons essentielles de conduire cette titrisation. La première consiste à commercialiser les fournitures promises futures d’électricité ensemble avec les créances futures qui en résulteront, comme des contrats à terme du type « futures ». La deuxième façon implique une séparation légale entre la demande future promise par vos clients, d’une part, et les créances financières futures à titre de ces fournitures futures promises. Les deux pourront être vendues séparément. Si vous adhérez à ce système d’échange, vous gagnerez en liquidité ».

Encore une fois, j’aimerais bien que quelqu’un me dise est-ce que ça tient débout, cette argumentation ? SVP, si vous avez des remarques à ce propos, écrivez-les comme commentaires sous cette mise à jour. Moi, j’ai déjà une remarque à propos de ce que je viens d’écrire. Le fournisseur d’électricité peut exprimer le doute suivant : « Si je vends à un autre fournisseur les obligations contractuelles de mes contrats-client long terme, préalablement soumises à la titrisation, c’est comme si je cédais mon marché à un concurrent. Ça a l’air idiot ».

Une réponse s’impose. Tout d’abord, oui, cela peut vouloir dire céder le marché entre concurrents et c’est précisément l’une des fonctions financières d’EneFin. Une entreprise qui a des ressources significatives pour bâtir le réseau et acquérir des contrats-client à long terme fait précisément ça : elle fait ce à quoi elle excelle. Ensuite, à travers la plateforme EneFin, elle récupère le capital engagé dans cette opération de création de réseau et cède son exploitation courante à des entreprises dont le point fort est précisément d’exploiter des réseaux existants plutôt qu’investir dans leur développement.

Ça se défend, quoi qu’une autre question ouvre sa grande gueule (elles le font tout le temps, les questions) : dans la vie réelle et mis à part la colonisation de Mars, où est-ce qu’un fournisseur d’énergie peut trouver des marchés comme ça, où le développement du réseau peut être fonctionnellement séparé de l’exploitation courante dudit réseau ? Exemple no. 1 : une région rurale, où l’infrastructure physique est quelque peu décrépite. Faut changer les câbles, les poteaux, faudrait penser à conduire ces câbles sous terre plutôt que sur les poteaux, faut changer les transformateurs etc. En plus, il faut négocier ce changement avec la population locale, point de vue technique et financier. Tout cela fait et accompli, l’entreprise qui vient de le faire et accomplir peut adopter deux stratégies distinctes : exploiter ce territoire façon agriculturale, comme une plantation des clients qui portent fruit, ou bien vendre un marché ainsi préparé et modernisé à un concurrent. Exemple no. 2 : l’environnement d’une ville intelligente, où l’investissement dans l’infrastructure énergétique se fait dans un cycle rapide et où ladite infrastructure doit être flexible et adaptable aux changements technologiques adjacents (consultez Smart cities, or rummaging in the waste heap of culture). Même scénario : l’investissement initial en développement du réseau pourrait être séparé, point de vue business, de l’exploitation courante.

Passons à l’autre chose. Si, à travers la fonctionnalité EneFin dont je suis en train d’esquisser les contours, les fournisseurs d’énergie, avec le consentement de leurs clients, effectivement mettront en échange ces titres basés sur les contrats long terme, deux séquences d’évènements peuvent se déclencher. Premièrement, chaque titre peut être vendu une fois : fournisseur A vend le titre au fournisseur B et celui-ci exploite les obligations attachées. Deuxièmement, il peut y avoir tout une chaîne des transactions en ces titres avant que vienne le terme de leur exploitation. En conséquences, tout comme chez les classiques des sciences économiques, Marx inclus, deux valeurs peuvent s’attacher à ces titres : une valeur d’exploitation et une valeur d’échange. Cette dernière est plus abstraite que la première mais c’est comme ça que les systèmes monétaires étaient nés, il y a longtemps.

Si vous regardez un billet de €50, par exemple, ce billet est une obligation conditionnelle de la part de la Banque Centrale Européenne. Même si personne n’acceptera de vous ce billet comme paiement et même si aucune banque commerciale ne voudra l’échanger contre, par exemple, des dollars américains, la Banque Centrale Européenne s’engage à l’accepter de vous et l’échanger contre… un autre billet de €50, ou bien deux billets de €20 et un billet de €10. Fou ? Peut-être, mais c’est comme ça que les systèmes monétaires fonctionnent et c’est la différence entre un marché financier en général et un système monétaire strictement dit. Dans ce dernier, les titres mis en circulation ont de la valeur d’échange seulement parce que et aussi longtemps qu’ils sont maintenus en circulation grâce à la garantie d’une institution financière.

Question : sous quelles conditions, comment et à quoi bon la plateforme EneFin pourrait-elle devenir un système monétaire ? Faut que j’y pense.

Je continue à vous fournir de la bonne science, presque neuve, juste un peu cabossée dans le processus de conception. Je vous rappelle que vous pouvez télécharger le business plan du projet BeFund(aussi accessible en version anglaise). Je veux utiliser le financement participatif pour me donner une assise financière dans cet effort. Vous pouvez soutenir financièrement ma recherche, selon votre meilleur jugement,à travers mon compte PayPal. Vous pouvez aussi vous enregistrer comme mon patron sur mon compte Patreon. Si vous en faites ainsi, je vous serai reconnaissant pour m’indiquer deux trucs importants : quel genre de récompense attendez-vous en échange du patronage et quelles étapes souhaitiez-vous voir dans mon travail ?