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L’achat d’électricité

Journée d’actualité du 17 avril 2014

Christian PONCELET

Chargé de mission auprès de la Direction générale

Responsable du groupement Achat Electricité (2004/2013)

SIPPEREC

Tour Gamma B - 193-197 rue de Bercy

75582 PARIS CEDEX 12

www.sipperec.fr

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L’achat d’électricité

Introduction

La loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) du 7 décembre 2010 a programmé la fin de tarifs réglementés de vente « jaune et vert » au 31 décembre 2015.

Tous les acheteurs publics liés à ces tarifs seront dans l’obligation de mettre en concurrence les fournisseurs d’électricité.

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Sources utilisées : CRE www.cre.fr // Cabinet SEBAN www.seban-associes.avocat.fr // ECG Consulting www.energie-consulting.com

1. Le marché de l’électricité

2. Le contexte réglementaire

3. Le groupement électricité du SIPPEREC

4. Les fournisseurs potentiels

5. Les composantes des coûts

6. Stratégie achat et procédure

7. Les offres

8. L’identification des risques

9. Les conditions du succès

10. L’appel d’offres

Sommaire

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1. Le marché de l’électricité (1)

Deux types d’offres coexistent :

• Les offres de marché, dont les prix sont fixés librement par les fournisseurs ;

• Les tarifs réglementés de vente (TRV) fixés conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur avis de la CRE.

Trois secteurs organisent le marché :

• Production/négoce : vers le marché de « gros »

• Transport – Distribution : transport et acheminement de l’électricité jusqu’aux sites de consommation

• Fourniture : commercialisation et approvisionnement des

sites de consommation : secteur concurrentiel

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1. Le marché de l’électricité (2)

Structure des Tarifs Réglementés de Vente (TRV)

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2. Le contexte réglementaire (1)

Les textes de « référence »

• La directive « électricité » du 13 juillet 2009

• La loi NOME du 7 décembre 2010

• Le Code de l’énergie (entré en vigueur le 1er juin 2011 et ratifié par la loi du 16 juillet 2013)

• La loi du 17 mars 2014 relative à la consommation

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2. Le contexte réglementaire (2)

Les règles actuellement en vigueur sont issues de la loi NOME

Consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une

puissance INFERIEURE ou EGALE à 36 kVA

• Les consommateurs finals domestiques et non domestiques peuvent, à leur demande, bénéficier des TRV pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA.

• Quand ils ont exercé leur éligibilité pour un site souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA, les consommateurs finals domestiques et non domestiques peuvent demander à bénéficier à nouveau des TRV pour ce même site.

• Ce dispositif de « réversibilité » n’est assorti d’aucune condition

de délai (et reste valable après 2015).

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dont les collectivités

= souscrire une offre de marché

2. Le contexte réglementaire (3)

Consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une

puissance SUPERIEURE à 36 kVA

• Jusqu’au 31/12/2015, les consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance > 36 kVA bénéficient des TRV pour tout site pour lequel, au 7 décembre 2010, il n’a pas été fait usage des droits d’éligibilité par eux‐mêmes ou par un tiers.

• Jusqu’au 31/12/2015, pour leur site pour lequel il a été fait usage des droits d’éligibilité après le 7 décembre 2010, les consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance > 36 kVA peuvent, à leur demande, bénéficier à nouveau des TRV pour une durée qui ne peut être inférieure à un an.

• A compter du 1er janvier 2016, les consommateurs finals

domestiques et non domestiques souscrivant une puissance

> 36 kVA ne peuvent plus bénéficier des TRV.

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2. Le contexte réglementaire (4)

1er janvier 2016 : 420 000 sites seront concernés (120 TWh)

2. Le contexte réglementaire (5)

Loi n° 2014‐344 du 17 mars 2014 (loi Hamon) relative à la consommation

• L’information des consommateurs bénéficiant des TRV

Les fournisseurs d’électricité et de gaz aux TRV sont tenus d’informer leurs clients de la disparition de ces tarifs et de la résiliation de fait de leur contrat d’abonnement :

(trois échéances sont prévues). Art.25 : - Un mois après la promulgation de la présente loi, par un courrier indiquant le

calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente ; - Six mois avant la date de suppression des tarifs réglementés de vente les concernant ; - Trois mois avant la date de suppression des tarifs réglementés de vente

les concernant.

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2. Le contexte réglementaire (6)

Loi n° 2014‐344 du 17 mars 2014 relative à la consommation

• Le dispositif transitoire

A défaut d’avoir souscrit un nouvel abonnement en offre de marché à la date de résiliation de son contrat au TRV, le consommateur est réputé avoir accepté les conditions contractuelles d’un nouveau contrat qui lui aura été adressé par son fournisseur initial 3 mois avant la date de la fin des TRV. Ce contrat :

- ne peut pas excéder une durée de 6 mois.

- peut être résilié à tout moment sans indemnité.

- A l’expiration, la fourniture d’électricité ou de gaz

n’est plus assurée. 12

??? Personnes publiques

??? Prix

2. Le contexte réglementaire (7)

Loi n° 2014‐344 du 17 mars 2014 relative à la consommation

• Les règles de la commande publique

Articles L. 331‐4 et L. 441‐5 du Code de l’énergie : si les collectivités publiques décident d’exercer leur éligibilité pour un de leurs sites de consommation, ces personnes appliquent les procédures du code des marchés publics en fonction de la consommation de ce site et peuvent conserver le ou les contrats de fourniture pour leurs autres sites de consommation.

• Sites pouvant encore bénéficier des TRV (tarifs « bleu »)

Avis du Conseil d’Etat du 8 juillet 2004 : possibilité de bénéficier de contrats réglementés même pour le renouvellement de contrats en cours tant que coexiste un marché réglementé et un marché libre.

Confirmation du caractère optionnel de l’éligibilité Art. L.331-4 à L.441-5 du Code de l’Energie.

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3. Le Groupement électricité du SIPPEREC (1)

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202 ADHERENTS 148 Communes 5 CG (et 500 collèges) 13 CA etc. 17 314 PDL* 800 GWh/an 100 M€ TTC/an

* Points de livraison

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3. Le Groupement électricité du SIPPEREC (2)

4. Les fournisseurs potentiels (1)

16 18 Fournisseurs d’électricité actifs au 31 décembre 2013

4. Les fournisseurs potentiels (2)

Les 18 fournisseurs nationaux déclarés auprès de la CRE et actifs au 31 décembre 2013 ne sont pas tous identifiés comme étant en capacité à fournir l’électricité pour des puissances supérieures à 36 kVA ou se préparant à le devenir.

En 2013, moins de 50% d’entre eux pouvaient être considérés comme « fournisseurs potentiels ».

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Structure des Coûts

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5. Les composantes des coûts (1)

5. Les composantes des coûts (2)

Les TRV « jaunes et verts »

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jaunes

verts

● La part fourniture, mise en concurrence, porte sur 41% du total hors TVA pour les contrats jaunes et 58,6% pour les contrats verts

● La part Réseau, soumise à un tarif public, représente 40,3% pour les contrats jaunes et 18,1% pour les contrats verts

(source CRE « Observatoire des marché de

l’électricité T4 2013 »)

Les fournisseurs supportent ainsi deux types de coûts :

• Ceux qui sont identiques pour l’ensemble des fournisseurs (transport-distribution) : l’accès aux réseaux (Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité « TURPE » fixé par le gouvernement sur proposition de la CRE)

• Ceux qui dépendent du fournisseur (production-fourniture): le coût de production ou d’approvisionnement en électricité ainsi que les coûts commerciaux du fournisseur.

C’est l’optimisation de ces coûts de « production-fourniture »

qui permet aux fournisseurs de différencier le niveau de prix

de leurs offres.

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5. Les composantes des coûts (3)

• Issu du rapport de la Commission « Champsort » en 2009

• Mécanisme introduit par la loi NOME du 7 décembre 2010

• Permet à tout fournisseur d’obtenir une certaine quantité d’électricité de base à un prix régulé reflétant la réalité des coûts complets du parc nucléaire français (but : améliorer l’ouverture du marché)

• Mis en place pour une période transitoire jusqu’au 31/12/2025

• Volume global maximal d’électricité susceptible d’être cédé : 100 TWh/an.

• Le prix a été fixé par le gouvernement à 42 €/MWh au 1er janvier 2012.

• A compter du 08/12/2013, le prix sera décidé par la CRE

• Le prix de l’Arenh est représentatif des conditions de production par les

centrales nucléaires d’EDF avant le 8/12/2010.

Il comprend : la rémunération des capitaux, les coûts d’exploitation,

des investissements de maintenance et de la gestion des déchets.

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5. Les composantes des coûts (4)

L’ARENH (Accès Régulé à l'Electricité Nucléaire Historique)

• Approche « Budgétaire » : Prix fixe, stable sur la durée du marché

• Approche « Marché » : Prix indexé (pétrole ?,..), prix indexé capé, fixation en plusieurs fois (cible, seuil d’alerte, mandat,...)

• Conclusion d’un contrat unique couvrant à la fois l’acheminement et la fourniture de l’électricité

• Conclusion de deux contrats : un contrat d’accès

aux réseaux de transport ou de distribution et un marché de fourniture d’électricité.

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6. Stratégie achat et procédure (1)

• Il faut tenir compte du caractère non stockable de l’électricité et de la forte volatilité des prix.

L’article 76 VIII du Code des marchés publics prévoit des dispositions spécifiques qui concernent l’achat d’énergies non stockables.

• L’accord‐cadre : caractéristiques principales :

- avec un minimum et un maximum, ou avec seulement un minimum ou seulement un maximum ou encore sans minimum ni maximum

- avec un ou plusieurs opérateurs économiques (trois au minimum, sous réserve d’un nombre suffisant de candidats et d’offres)

- pour une durée maximum de quatre ans

- conclusion de marchés subséquents soit au moment de la

survenance du besoin soit selon une périodicité fixée dans l’accord‐cadre

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6. Stratégie achat et procédure (2)

• L’Arenh est devenu un élément essentiel de la formation des prix de l’électricité sur le marché.

• Selon les profils, le prix Arenh représente 40 à plus de 90% du prix de fourniture

• L’ARENH est un point essentiel de discussion entre client et fournisseur

• Quel est le pourcentage d’Arenh intégré au profil ?

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7. Les offres (1)

• Offre « prix unique » avec coefficient ARENH

• Offre « prix unique » avec coefficient ARENH et formule

d’indexation : P = a + b*BL + c*PL + d*Parenh

• Offre « prix unique » sans coefficient ARENH

• Offre « prix unique » sans coefficient ARENH et formule

d’indexation : P = a + b*BL + c*PL

• Offre « Bas de courbe / Haut de courbe »

• Prix fixe et unique le jour de la signature de l’offre

• Formule d’achat en tranche indexée sur les produits Baseload et Peakload

• Achat à prix spot

• Offre Horo-saisonnières intégrant ou non l’ARENH

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7. Les offres (2)

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7. Les offres (3)

• Le client inconnu

• Les données de consommations approximatives

• La durée de validité des offres (ou le temps de décision)

• L’allotissement

• L’évolution du périmètre

• La répartition des risques

• Evolution de l’Arenh (prix et volume)

• Dispositif des certificats d’économies d’énergie

• Garanties de capacité

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8. L’identification des risques

Eléments susceptibles d’influencer le niveau de l’offre

• Dédier des ressources, du temps à y consacrer

• Mutualiser les besoins et développer une expertise partagée

• Maîtriser les données de contrats et de consommations

• Disposer d’un outil de gestion des données

• Connaître le marché de l’énergie, les fournisseurs

• Se faire connaître

• Comprendre les conditions d’offres et les structures de prix

• Rédiger un cahier des charges mesuré, précis et réaliste

• Définir un allotissement adapté au marché de l’électricité

• Recourir aux procédures adaptées à l’achat de l’électricité

• Organiser et préparer une prise de décision rapide 28

9. Les conditions du succès Anticiper !

• Inventaire des besoins : établir un inventaire exhaustif des points de livraison (tarifs TRV) et des consommations

• Définition de l’allotissement : en limitant le volume (< 200 GWh)

• Préparation de la « bascule » : à anticiper dans le planning

• Choix du marché : l’accord cadre et les marchés subséquents permettent un décision rapide (adaptée à la volatilité des prix)

• Prévoir la possibilité d’électricité d’origine renouvelable : certificats d’origines…

• Choisir la structure de prix : formule avec ou sans arenh, prix unique, etc

• Définir les services associés à la fourniture : besoins et services attendus par la collectivité, mode de facturation (regroupement, transmission

de données numérisées, etc.),

• Anticiper l’organisation de l’analyse des offres et de la CAO

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10. L’appel d’offres : les étapes

Merci pour votre attention

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