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ACHAT D’ENERGIE
Focus sur la fin des tarifs réglementés de
vente d’électricité
Février 2015
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PILOTAGE
REALISATION
Habitat & Territoires Conseil
Nadia MONTANER
Consultante Energie & Politiques économiques
e-mail : [email protected]
L’Union sociale pour l’habitat
Farid ABACHI
Responsable du département
Energie et Développement durable
e-mail : [email protected]
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SOMMAIRE
Préambule .............................................................................................................................. 2 1
Introduction ........................................................................................................................... 3 2
Historique et réglementation ............................................................................................ 4 3
1) Ouverture des marchés de l’énergie : de la volonté à la pratique ............................................... 4
2) Réglementation d’aujourd’hui et de demain ..................................................................................... 5
Fonctionnement du marché et formation des prix ....................................................... 8 4
1) Fonctionnement du marché : coexistence d’un secteur réglementé et d’un secteur libre ... 8
2) Formation des prix ................................................................................................................................. 12
3) Composition du prix ............................................................................................................................... 14
Achat d’électricité : prérequis et consultation ........................................................... 17 5
1) Prérequis ................................................................................................................................................... 17
2) Dossier de consultation des entreprises : les éléments structurants ........................................ 23
Boite à outils ...................................................................................................................... 29 6
1) Articles clefs du CCATP ......................................................................................................................... 29
2) Articles clefs du Règlement de Consultation .................................................................................. 33
3) Modèle de fichier de recensement des sites ................................................................................... 37
4) Modèle de fichier d’analyse des prix ................................................................................................. 37
Annexes ................................................................................................................................ 39 7
1) Textes de référence ............................................................................................................................... 39
2) Glossaire ................................................................................................................................................... 39
3) Schéma d’organisation du marché de l’énergie avant et après l’ouverture des marchés .... 40
4) les profils selon la structure des segments d’acheminement ..................................................... 40
5) Segmentation des clients et fournisseurs actifs ............................................................................. 41
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PREAMBULE 1
L’ouverture des marchés de l’énergie n’est aujourd’hui plus une volonté mais un fait.
Par la loi de nationalisation de l‘électricité et du gaz de 1946 (loi n°46-628 du 08 avril 1946), les
secteurs de l’électricité et du gaz naturel étaient des monopoles publics. Electricité de France
(EDF) et Gaz de France (GDF) étaient présents tout au long de la chaîne énergétique, de la
production/importation jusqu’à la fourniture, en passant par le transport et la distribution. Dans
ce dispositif, les tarifs dits historiques étaient alors fixés par l’Etat par décret. Depuis 2000, on
assiste à une libéralisation progressive des marchés de l’énergie, amenant une extinction
programmée de certains tarifs réglementés de vente.
La mise en place du calendrier réglementaire s’accélère depuis le 1er
janvier 2015 avec la
suppression des tarifs réglementés de vente de gaz naturel pour les sites d’un niveau de
consommation annuel supérieur à 200 MWh et continuera un an plus tard avec les sites d’un
niveau de consommation annuel supérieur à 150 MWh. Au 1er
janvier 2016 seront également
supprimés les tarifs réglementés de vente d’électricité des sites d’une puissance supérieure à
36 kVA.
Le calendrier de suppression des tarifs réglementés de vente de gaz naturel et d’électricité
amène les bailleurs sociaux à se positionner en tant qu’acheteurs d’énergies.
En amont des premières échéances réglementaires, un premier guide a été publié en mars 2014
sur l’achat de gaz naturel. Il est aujourd’hui nécessaire de le compléter d’un deuxième cahier
consacré à l’achat d’électricité.
Ce guide a pour vocation de permettre aux bailleurs sociaux d’être en possession des
informations pour adopter des modes opératoires et sécuriser au mieux leurs achats d’électricité.
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INTRODUCTION 2
Ce cahier, composé de quatre parties, permet aux bailleurs sociaux d’être au fait de la
réglementation, de comprendre le fonctionnement du marché, d’appréhender ses spécificités et
de disposer d’une boîte à outils leur permettant de lancer une consultation sécurisée, adaptée et
attractive.
Déroulé et contenu du cahier :
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lect
rici
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Historique & réglementation
Fonctionnement du marché & formation des prix
Secteur réglementé & secteur libre
Formation des prix
Composition du prix
Achat d'électricité : prérequis & consultation
Prérequis
Eléments structurants du DCE
Boîte à outils
Articles clefs des pièces du marché
Fichiers de recensement des sites et d'analyse des prix
Annexes
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HISTORIQUE ET 3REGLEMENTATION
1) Ouverture des marchés de l’énergie : de la volonté à la
pratique
Sous l’impulsion de l’Europe, la France a dû ouvrir à la concurrence son marché de l’électricité.
Elle a répondu à ces directives européennes1 par étapes, en élargissant progressivement la liste
des clients éligibles, c’est-à-dire pouvant librement choisir une offre de marché et un
fournisseur.
Figure 1 : Chronique des étapes de l’ouverture des marchés de l’électricité.
Depuis 2004, les bailleurs sociaux peuvent exercer leur éligibilité pour l’électricité des usages
communs des résidences qu’ils ont en gestion. Depuis 2007, leurs locataires disposent du même
droit pour leurs usages privatifs.
Si le marché concurrentiel du gaz naturel a progressivement attiré certains bailleurs au fur et à
mesure de son développement, celui de l’électricité a mis plus de temps à se structurer pour
proposer un marché concurrentiel attractif. Un bilan d’étape de l’ouverture des marchés de
l’énergie dans le logement social, réalisé en 2011, montrait que le développement de la
concurrence sur le marché du gaz naturel était plus avancé que celui de l’électricité et permettait
aux bailleurs de disposer d’un panel d’offres plus conséquent et d’un prix négocié plus attractif
(par rapport aux tarifs réglementés de vente de référence). Le marché de l’électricité était quant
à lui qualifié de peu mature, la concurrence ayant du mal à trouver sa place.
1 Textes de référence en annexe
En France, l’ouverture à la concurrence des marchés du gaz naturel et de l’électricité est effective
pour l’ensemble des clients depuis 2007.
Juin 2000 Février 2003 Juillet 2004 Juillet 2007
Eligibilité de tous les sites de
consommation annuelle > 16 GWh
Eligibilité de tous les sites de
consommation annuelle > 7 GWh
Eligibilité de tous les consommateurs,
y compris les résidentiels
Eligibilité de toutes les entreprises et
collectivités locales
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2) Réglementation d’aujourd’hui et de demain
La loi n°2010-1488 du 07 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’énergie
(dite loi NOME), dans son article 14, précise la réglementation concernant le droit aux tarifs
réglementés de vente d’électricité et annonce le calendrier de disparition de ces tarifs.
Il est tout d’abord nécessaire de faire une distinction en fonction de la puissance souscrite par
site.
Sites dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 36 kVA
- En tarif réglementé, ces sites correspondent généralement à un tarif bleu,
- Les usages se limitent à l’électricité des parties communes des résidences et des
équipements communs (ascenseur, VMC, électricité pour le fonctionnement de la
chaufferie…),
Ces tarifs sont largement représentés sur le patrimoine des bailleurs sociaux.
Sites dont la puissance souscrite est supérieure à 36 kVA
- En tarif réglementé, ces sites correspondent généralement à un tarif jaune ou vert,
- Les usages de l’électricité peuvent porter sur des résidences en chauffage électrique mixte,
dotées d’une pompe à chaleur ou d’une chaudière électrique,
Ces tarifs sont peu représentés sur le patrimoine des bailleurs sociaux.
Si la possibilité de souscrire à une offre de marché est donnée à l’ensemble des clients, l’accès
aux tarifs réglementés est régi par les règles suivantes, issues de la loi NOME :
Figure 2 : Règles d’éligibilité aux tarifs réglementés de vente d’électricité issues de la loi NOME.
Pu
issa
nce
<=
36
kV
A
Choix entre une offre en tarif réglementé ou en tarif de marché,
sans limite de temps ni contraintes.
Switch (changement) possible à tout moment, sans délai minimum.
Pu
issa
nce
> 3
6 k
VA
Situation 1 : site en tarif réglementé antérieurement à la promulgation de la loi NOME (07/12/2010).
Conséquence : maintien des tarifs réglementés jusqu'au 31 décembre 2015.
Situation 2 : site en tarif de marché depuis une date antérieure au 07/12/2010.
Conséquence : pas de retour possible aux tarifs réglementés.
Situation 3 : site en tarif de marché depuis une date postérieure au 07/12/2010.
Conséquence : retour possible aux tarifs réglementés jusqu'au 31 décembre 2015,
après un délai d'au moins un an en offre de marché
et pour une durée minimum d'un an.
Situation 4 : premier contrat sur ce site (nouvelle résidence ou reprise).
Conséquence : souscription possible aux tarifs réglementés jusqu'au 31 décembre 2015.
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Pour les sites de puissance inférieure ou égale 36 kVA, la souscription à un tarif réglementé ou à
un tarif de marché est possible à tout moment et sans limitation de temps. Le choix entre une
offre en tarif réglementé et une offre en tarif de marché (ou inversement) peut s’effectuer sans
contrainte.
Par empilement des coûts, il s’agira d’intégrer dans le tarif l’ensemble des coûts suivants3 :
Figure 3 : Composition du tarif réglementé « bleu » par empilement des coûts.
L’objectif de cette décomposition est de favoriser la concurrence sur ce segment de marché,
autrement dit d’assurer la contestabilité des tarifs réglementés de vente par les offres de
marchés proposées par les fournisseurs alternatifs.
La fin des contrats aux tarifs réglementés sera notifiée aux consommateurs par trois courriers
des pouvoirs publics, envoyés par le fournisseur historique. Un premier courrier a été envoyé en
avril 2014 à tous les clients concernés par la fin des tarifs réglementés de vente d’électricité et
de gaz naturel. Concernant l’électricité, un deuxième courrier sera transmis en juillet 2015 et un
dernier en octobre 2015.
Offre transitoire et respect des règles de la commande publique
Comme pour le gaz naturel, un contrat transitoire sera mis en place pour les clients n’ayant pas, à
cette date, signé de contrat en offre de marché pour la fourniture d’électricité de leurs sites de
puissance supérieure à 36 kVA4. Ce contrat transitoire, dont le but est d’éviter la rupture
d’alimentation, est prévu pour une durée maximale de six mois durant lesquels EDF ou les
Entreprises Locales de Distribution (ELD), fournisseurs historiques, continueront à alimenter ces
sites via un contrat en offre de marché. Pendant cette période transitoire, le client pourra rompre
ce contrat à tout moment et sans frais. A l’issue de cette période de six mois et si le client n’a
toujours pas souscrit un nouveau contrat, l’alimentation pourra être coupée.
2 Le décret du 28 octobre 2014 fixe cette nouvelle méthode de calcul par empilement des coûts.
3 Le mécanisme ARENH, le complément d’approvisionnement et la structure des coûts d’acheminement sont expliqués dans la
suite du document. 4 Article 25 de la loi 2014-344 du 17 mars 2014, relative à la consommation.
ARENH
Complément d'approvision
nement marché
Coûts d'achemine
ment
Coûts commerciaux
Marge Tarifs bleus
Les tarifs réglementés bleus correspondant à ce type de puissance n’ont pas vocation à
disparaître en l’état actuel de la réglementation française. Néanmoins la structure de calcul
de ces tarifs évolue et répond aujourd’hui à une construction par « empilement des coûts »2.
La loi NOME prévoit la suppression des tarifs réglementés de vente d’électricité au 01 janvier
2016 pour tous les sites dont la puissance souscrite est supérieure à 36 kVA.
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Ce contrat transitoire, portant sur la fourniture d’électricité et de gaz naturel, peut être considéré
comme contraire aux règles de la commande publique.
La question de la possibilité, pour les « personnes publiques » (dont les organismes Hlm) de
bénéficier de ce contrat transitoire est longtemps restée floue. L’avis du Conseil d’Etat
n°389174 en date du 27 octobre 20145 clarifie la position à adopter en fonction du type de site
et de l’échéance réglementaire correspondante. Plus précisément, les clients publics dont les
contrats arrivent à échéance au 31 décembre 2014 (sites en tarifs réglementés dont la
consommation annuelle de gaz naturel est supérieure à 200 MWh) peuvent bénéficier du contrat
transitoire s’ils ont été dans l’incapacité, à cette date, de conclure un contrat en offre de marché
leur assurant une livraison de gaz naturel au 01 janvier 2015. Pour les autres clients, dont les
contrats arrivent à échéance au 31 décembre 2015 (sites de puissance supérieure à 36 kVA en
électricité et sites dont la consommation annuelle est supérieure à 150 MWh en gaz naturel), le
Conseil d’Etat considère qu’un temps suffisant est laissé aux acheteurs publics pour respecter les
règles de la commande publique. La mise en place du contrat transitoire n’est donc pas
acceptée. Néanmoins, pour les contrats d’un faible montant (< 15 000 €HT), qui ne présentent
pas d’intérêt transfrontalier du fait même des montants engagés, la mise en place de l’offre
transitoire est possible.
Voir en annexe le schéma d’organisation du marché de l’énergie avant et après l’ouverture des
marchés
5 Lien : http://www.conseil-etat.fr/content/download/35307/304756/version/1/file/avis_trv_gaz_27102014.pdf
Puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA : les tarifs réglementés de vente ne seront pas
supprimés.
Puissance souscrite supérieure à 36 kVA : les tarifs réglementés de vente seront supprimés au
01 janvier 2016. Même si ce type de tarif ne concerne qu’une faible part des résidences des
bailleurs, il n’en relève pas moins de leur obligation d’avoir souscrit, à cette date, un contrat en
offre de marché.
Il est préférable de ne pas tenir compte de l’offre transitoire et de s’organiser rapidement en
vue de respecter les échéances.
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FONCTIONNEMENT DU 4MARCHE ET FORMATION DES PRIX
1) Fonctionnement du marché : coexistence d’un secteur
réglementé et d’un secteur libre
Figure 4 : Schéma d’organisation du secteur de l’électricité.
Le secteur de l’électricité, comme celui du gaz naturel, fait coexister des activités réglementées
et un marché libre. Les activités réglementées concernent le transport et la distribution
d’énergie. Les activités ouvertes à la concurrence concernent la production et la
commercialisation de l’électricité.
La production électrique française est assurée à 95% par trois acteurs :
- EDF - Electricité de France - assure 90% de la production, notamment via ses centrales
nucléaires (85% de la production d’électricité d’EDF est d’origine nucléaire) ;
- La CNR (Compagnie Nationale du Rhône) ;
- Endesa France.
Les 5 derniers pourcents sont notamment assurés par les producteurs exploitants des énergies
renouvelables sous obligation d’achat.
Organisation du secteur de
l’électricité
Bailleurs sociaux
Concurrence
Marché de gros
Monopole
Concurrence
Marché de détail
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Si besoin et pour assurer l’équilibre sur le réseau entre électricité injectée et électricité soutirée,
une partie de l’électricité peut être exportée ou importée grâce à l’interconnexion avec les pays
limitrophes.
Le marché de gros
Le marché de gros est le marché sur lequel l’électricité est négociée avant d’être livrée sur le
réseau à destination des clients finals6. Ce marché est un lieu d’échanges entre différents acteurs
(producteurs, fournisseurs, négociants et opérateurs d’effacement). Il s’organise soit par la mise
en place de contrats conclus de gré à gré entre vendeur et acheteur ou par l’intermédiaire d’un
courtier, soit sur des bourses via des produits « spot » ou « à terme ».
Les produits spot peuvent être des produits journaliers ou week-end répondant à une livraison
en « base » ou en « pointe »7. Ils peuvent également concerner des produits demi-horaires,
horaires ou par blocs de plusieurs heures. Le prix de référence de ces produits est le prix Day-
ahead (le jour pour le lendemain) sur la bourse EPEX Spot France, fixé tous les jours et répondant
à l’équilibre offre/demande de court terme.
Figure 5 : Prix Day-Ahead. Source: EPEX Spot France
Les contrats à terme (ou future), sont échangés sur la bourse EEX Power Derivatives France. Ils
portent sur une période de temps plus longue (achat à un prix négocié pour livraison dans les
semaines, mois, années à venir) et sont moins soumis à la volatilité des prix. Ils correspondent à
des produits standardisés (exemple livraison d’un MWh d’électricité en base) dont le prix fait
référence à une moyenne des prix « spots » anticipés sur la période voulue.
Figure 6: Prix du produit calendaire Base Y+1 en France. Source : EEX Power Derivatives France et CRE
6 Certains gros consommateurs industriels peuvent s’approvisionner directement sur le marché de gros.
7 Livraison en base : 24h/24 et 7j/7. Livraison en pointe : du lundi au vendredi de 08h à 20h.
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Ces différentes formes d’échanges peuvent aboutir à une livraison réelle d’électricité ou n’être
que purement financières (simple transaction financière via l’achat puis la revente d’une certaine
quantité d’électricité, en vue notamment de couvrir les contreparties des opérateurs).
Activités réglementées : transport & distribution
Les réseaux publics d’électricité sont les infrastructures qui permettent d’acheminer l’énergie depuis les installations de production jusqu’aux installations de consommation.
Les gestionnaires de réseau de transport et de distribution doivent assurer un accès transparent
et non discriminatoire à l’ensemble des fournisseurs. La Commission de Régulation de l’Energie
(CRE) s’assure du respect de ce principe. Plus largement, la CRE, autorité administrative
indépendante, veille au bon fonctionnement des marchés de l’énergie.
Le marché de détail
Le marché de détail représente la vente d’électricité à des clients finals.
Les prix des contrats à terme conditionnent le prix proposé au client final. Le fournisseur
proposant un prix va se couvrir sur le marché en achetant (pour une grande partie de ses
livraisons) les produits à terme nécessaires.
RTE (Réseau de Transport d’Electricité) est le gestionnaire de réseau de
transport en France.
RTE assure l’acheminement de l’électricité sur les grands axes (réseau
de lignes électriques haute tension, entre 50 et 400 KV).
Gestionnaire d’équilibre, RTE veille en temps réel à l’équilibre entre
l’offre et la demande. L’électricité ne se stockant pas, les flux entrants
(quantité d’électricité injectée sur le réseau) et sortants (quantité
d’électricité soutirée au réseau) doivent se compenser.
La gestion du réseau de distribution d’électricité en France est assurée
par ERDF (Electricité Réseau Distribution France) et les ELD
(Entreprises Locales de Distribution).
Les ELD assurant la distribution d’électricité sur le territoire non
desservi par ERDF (soit environ 5%).
Ces gestionnaires de réseau se voient confier par les collectivités
locales organisatrices de la distribution publique d’électricité, la gestion
du réseau via une délégation de service public (DSP).
Elles assurent la distribution de l’électricité du réseau de transport vers
les clients finals (réseau de lignes électriques inférieures à 50 kV).
Elles sont également en charge de la relève des compteurs.
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Figure 7 : Liste des fournisseurs proposant des offres aux clients résidentiels et non résidentiels.
La commercialisation d’électricité en France est en secteur concurrentiel. L’activité repose sur un
certain nombre de fournisseurs, qui se positionnent sur un ou plusieurs types de clients, les
clients résidentiels et les clients non résidentiels.
- Les clients résidentiels sont les clients particuliers, tels que les locataires. Une dizaine
de fournisseurs propose des offres sur ce type de segment.
- Les clients non résidentiels regroupent l’ensemble des autres clients, à savoir les
professionnels tels que les bailleurs sociaux, les professions libérales, les artisans, les
PME ou les industriels. Près de 20 fournisseurs sont présents sur ce segment de clientèle,
ceux-ci se positionnant toutefois de façon différente selon la puissance souscrite et la
consommation annuelle8.
Deux types de fournisseurs sont susceptibles de proposer des offres : les fournisseurs
historiques et les fournisseurs alternatifs :
- Un fournisseur est considéré comme « historique » dans une énergie s’il commercialise
des tarifs réglementés de vente dans cette énergie. Concernant l’électricité, il s’agit donc
d’EDF et des Entreprises Locales de Distribution (ELD).
- Un fournisseur alternatif ne propose que des offres en tarif de marché.
Le rôle de responsable d’équilibre : la quantité d’énergie soutirée doit être égale à la quantité
d’énergie injectée. Le gestionnaire de réseau est garant de cette équilibre et facture les coûts au
responsable d’équilibre. Chaque site doit être rattaché au périmètre d’équilibre d’un responsable
d’équilibre. Pour les sites en contrat unique, le responsable d’équilibre est obligatoirement le
fournisseur du site. En contrat CARD (Contrat d’Accès au Réseau de Distribution), le responsable
d’équilibre est librement choisi.
8 Détail des segments de clientèles et fournisseurs associés en annexe
Si les locataires sont des « clients résidentiels », les bailleurs sociaux sont considérés comme des
clients « non résidentiels ». Actuellement, une vingtaine de fournisseurs peuvent vendre de
l’électricité aux organismes Hlm, mais tous ne trouveront pas forcément un intérêt ou ne seront
pas organisés pour répondre aux consultations lancées par les organismes.
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2) Formation des prix
Les fournisseurs d’électricité qui ne disposent pas de moyens de production doivent
s’approvisionner. Pour cela, deux moyens s’offrent à eux : le mécanisme ARENH et le complément
le marché.
1) Le mécanisme ARENH : une spécificité française
Qu’est-ce que l’ARENH ?
L’objectif du mécanisme ARENH est de permettre aux consommateurs de continuer à bénéficier
du prix compétitif de l’électricité française tout en assurant un développement de la
concurrence. Autrement dit de faire bénéficier le consommateur final de la compétitivité du parc
électronucléaire français déjà amorti, quel que soit le fournisseur choisi.
Pour cela, le mécanisme est fondé sur un certain nombre de règles :
- Chaque fournisseur alternatif qui en fait la demande à la CRE peut bénéficier d’une
certaine quantité d’électricité (droit ARENH) ;
- Cette quantité d’électricité est déterminée sur la consommation de ses clients et sur les
prévisions d’évolution de son portefeuille ;
- Plus en détail, ces droits sont calculés sur la base de la consommation des clients (profil
de consommation) pendant les heures creuses. Pour que les droits ARENH soient les plus
proches possibles des conditions d’approvisionnement d’EDF pour le même segment de
clientèle, ils sont ajustés par un coefficient de calage ;
- Pour éviter les effets d’aubaine, un mécanisme de réajustement est prévu, engageant une
facturation a postériori des quantités d’électricité attribuées en trop par rapport aux
prévisions annoncées. Il s’agit ici d’un complément de prix, représentant la différence
entre le prix ARENH obtenu et le prix de marché auquel le fournisseur aurait pu vendre
cette quantité d’énergie, majorée des intérêts ;
- Ce droit ARENH est encadré par la signature d’un accord-cadre entre le fournisseur
alternatif et EDF ;
- La CRE est chargée de la gestion du dispositif, du calcul et du réajustement des quantités
allouées à chaque fournisseur.
Les premières livraisons d’électricité d’EDF aux fournisseurs alternatifs répondant au mécanisme
ARENH ont eu lieu le 1er
juillet 2011.
Comment est calculé le prix de l’ARENH ?
Le prix de l’ARENH doit refléter les coûts complets du parc nucléaire historique français de façon
à assurer à EDF une juste rémunération et en parallèle de permettre aux fournisseurs alternatifs
d’assurer des conditions d’approvisionnement compétitives.
ARENH : Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique
Mécanisme issue de la loi NOME, prévoyant un accès aux fournisseurs alternatifs à une certaine
quantité d’électricité d’origine nucléaire à un prix régulé reflétant les coûts du parc de
production nucléaire d’EDF.
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* ou coûts nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation.
Figure 8 : Composition du prix ARENH.
Le prix de l’ARENH a été fixé à 40 €HT / MWh au 01 juillet 2011 et se situe depuis le 01 janvier
2012 à 42 €HT / MWh. Le Gouvernement a annoncé le 04 novembre 2014, dans un communiqué
de presse, le report de la réévaluation du prix de l’ARENH au 01 juillet 2015, dans l’attente de
l’examen par la Commission européenne du projet de décret définissant la méthode de calcul de
ce prix.
Quels volumes d’ARENH alloués ?
Le volume total maximal alloué annuellement est de 100 TWh (25% de la production du parc
nucléaire historique environ).
Aujourd’hui, étant donné l’incertitude pesant sur le prix futur de l’ARENH, le report de la date de
réévaluation de ce prix et les conditions d’approvisionnement favorables via le marché, la CRE a
constaté une baisse importante des demandes d’ARENH des fournisseurs alternatifs pour le
premier semestre 2015. Le volume ARENH demandé pour le premier semestre 2015 s’élève à
seulement 15,8 TWh à comparer aux 34,5 TWh pour le deuxième semestre 2014 et aux 36,8 TWh
pour le premier semestre 2014.
Le volume ARENH peut représenter entre 40 et 90% du besoin d’approvisionnement pour un
client. Le reste va être acheté sur le marché.
2) Le complément marché
La règle du Merit Order
Le prix de marché se situe à l’intersection entre l’offre (émanant des producteurs) et la demande
(émanant des acheteurs). Pour répondre à la demande fluctuante, il faut faire appel à divers
moyens de production, plus ou moins flexibles, répondant à des spécificités et des contraintes
techniques différentes.
La règle qui s’applique est la celle du « Merit Order » : les prix de marché sont déterminés par la
plus chère des unités de production nécessaires à satisfaire la demande au niveau européen
(dans la limite des capacités d’interconnexion). L’appel des centrales de production va
s’effectuer dans l’ordre des coûts marginaux croissants.
Rémunération des capitaux
Coûts d'exploitation
Coûts d'investissement de maintenance
*
Coûts prévisionnels
liées à la gestion de long terme
des matières et déchets
radioactifs
Prix de l'ARENH
L’article L337-14 du code de l’énergie stipule que le prix de l’ARENH « est représentatif des
conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires [historiques] sur
la durée du dispositif ».
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Figure 9 : Graphique du « Merit Order ». Source : Ministère de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie.
Le graphique ci-dessus représente les groupes de production, classés par coût marginal
croissant. Deux situations sont décrites : un niveau de demande d’été et un niveau de demande
d’hiver, plus important. Le prix d’équilibre va se positionner au niveau du coût de la dernière
unité de production nécessaire pour satisfaire cette demande. Pour le niveau de demande d’été,
le prix d’équilibre se positionne au niveau du coût de production des centrales nucléaires. Pour
le niveau de demande d’hiver, le prix d’équilibre se situe à un niveau beaucoup plus haut,
correspondant aux coûts de production des centrales au fioul. Il peut également arriver, en
période de pointe de la demande, que l’électricité soit importée des pays limitrophes
interconnectés avec la France.
Le graphique permet de mettre en évidence que le prix d’un kWh aux heures creuses est
différent de celui d’un kWh aux heures de pointes. Théoriquement, à l’équilibre en moyenne sur
l’année, le prix couvre le coût complet des moyens de production.
3) Composition du prix
Le poids des différents termes diffère selon le profil du site. Pour un site en tarif bleu, la
fourniture représente 36% de la facture, 42 % pour un tarif jaune et 57% pour un tarif vert
(source CRE sur la base des tarifs réglementés de vente au 30 juin 2014).
Selon la CRE, en 2014, l’approvisionnement en électricité des fournisseurs alternatifs se
compose en moyenne de 77% d’ARENH et de 23% d’énergie achetée sur le marché de gros.
Cette répartition varie en fonction du portefeuille client des fournisseurs et du profil de
consommation de ses clients si bien que la part ARENH peut représenter entre 40 et 90% du
besoin d’approvisionnement.
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Fourniture
La part fourniture (en €/kWh) est proportionnelle à l’énergie consommée. Elle se compose des
coûts d’approvisionnement du fournisseur (pour l’essentiel), ainsi que des coûts de
commercialisation.
Acheminement
La part acheminement (en €/an) permet de couvrir les coûts du transport et de la distribution
d’électricité, via le TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité). Son prix est
réglementé, fixé pour 4 ans par la CRE et réajusté au 1er août de chaque année (le TURPE 4 a été
mis en place au 01 août 2014). Ce prix est indépendant du fournisseur mais dépendant de la
catégorie de client.
Le TURPE obéit aux principes suivants :
- Une péréquation tarifaire : le tarif est identique sur l’ensemble du territoire ;
- Le principe du « timbre-poste » : le tarif est le même quelle que soit la distance
parcourue par l’énergie électrique (distance parcourue par l’énergie entre le point
d’injection et le point de soutirage) ;
- La tarification est fonction de la puissance souscrite et de l’énergie soutirée : le tarif
dépend du domaine de tension de raccordement, de la puissance souscrite et des flux
physiques mesurés au(x) point(s) de connexion des utilisateurs du réseau ;
- Le principe d’horo-saisonnalité : les prix sont différents selon les saisons, les jours de la
semaine et/ou les heures de la journée.
Taxes et contributions
Aux taxes et contributions présentées dans le tableau ci-après s’ajoute la réserve rapide RTE.
C’est une redevance de soutirage physique perçue par RTE auprès de chaque responsable
d’équilibre (sur la base d’un même prix). Cette redevance est répercutée sur les clients finaux
et représente 0,15 € / MWh depuis le 01 janvier 2013.
Partie
fourniture
Approvisionnement et
commercialisation
Environ 40 -50 %
Partie acheminement
TURPE
Environ 20-30 %
Taxes et contributions
CSPE, TCFE, CTA, TVA
Environ 30 %
Prix de l'électricité
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CSPE
Contribution au
service public de
l'électricité
Elle finance la péréquation tarifaire, les dispositifs sociaux (tarif de première nécessité – TPN) et le soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération (tarifs d’achat).
La CSPE s’exprime en €/MWh
Son montant est réévalué au 01 janvier de chaque année sur proposition de la CRE et s’élève à 16,5€HT/MWh pour l’année 2014.
Elle est facturée par le fournisseur en cas de contrat unique et par le GRD (Gestionnaire de Réseau de Distribution) dans le cas d'un contrat CARD (Contrat d'Accès au Réseau de Distribution).
TCFE
Taxes sur la
Consommation
Finale d'Electricité
Plusieurs taxes sont perçues au niveau local (communal ou
départemental)
TCCFE : Taxe Communale sur la Consommation Finale d’Electricité
- 6,33€HT/MWh au maximum pour les puissances < 36 kVA ;
- 2,11€HT/MWh pour les consommateurs professionnels pour les puissances entre 36 et 250 kVA ;
- 6,33 €HT/MWh pour les consommateurs non professionnels pour les puissances entre 36 et 250 kVA
TDCFE : Taxe Départementale sur la Consommation Finale
d’Electricité
- 3,17€HT/MWh au maximum pour les puissances < 36 KVA ;
- 1,055€HT/MWh pour les consommateurs professionnels pour les puissances entre 36 et 250 kVA ;
- 3,17€HT/MWh pour les consommateurs non professionnels pour les puissances entre 36 et 250 kVA.
TICFE : Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Electricité :
reversée à l’Etat et applicable aux sites ayant une puissance
supérieure à 250 kVA (5€HT/MWh).
CTA
Contribution
tarifaire
d'acheminement
Elle finance une partie des retraites du personnel des industries électriques et gazières.
La CTA est calculée sur la part fixe du TURPE.
Le taux appliqué sur cette part est de 27,04% pour les consommateurs raccordés au réseau de distribution (dont bailleurs sociaux) et de 10,14% pour ceux raccordés au réseau de transport. Elle est facturée par le fournisseur en cas de contrat unique et par le GRD dans le cas d'un contrat CARD.
TVA Taxe sur la valeur
ajoutée
Le taux est de 5,5% sur la partie abonnement des sites de puissance maximale inférieure ou également à 36 kVA et sur la CTA. Le taux est de 20% sur la partie abonnement des sites de puissance maximale supérieure à 36 kVA.
Le taux est de 20% sur la partie consommation et sur les taxes associées (CSPE, TCFE).
Figure 10 : récapitulatif des taxes et contribution.
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ACHAT D’ELECTRICITE : 5PREREQUIS ET CONSULTATION
1) Prérequis
1) Recensement des sites : connaître son patrimoine
La première étape, essentielle et structurante, vise à faire un état des lieux des sites concernés
par la suppression des tarifs réglementés de vente.
Au-delà de la liste des sites et de leur localisation, il est important de disposer, pour la
consultation, de certaines informations relatives aux puissances souscrites et aux
consommations. Ces informations serviront à définir la politique de prix souhaitée entre les sites
et conditionnent les prix proposés par les fournisseurs.
Les informations ci-dessous sont à transmettre au lancement de la consultation9 :
- Nom et adresse complète du PDL (Point De Livraison) ;
- RAE : Référence Acheminement Electricité (référence présente sur les factures) ;
- Contrat actuel : tarif réglementé de vente ou tarif de marché (pour les sites en tarif de
marché, indiquer la date de fin du contrat) ;
- Tarif et Option Version (TOV) de distribution souscrit pour le TURPE. Tarif (bleu, jaune,
vert), Option (Base, HP/HC), version (utilisation moyenne, longue, courte) ;
- Puissance maximale souscrite (kW ou kVA) ;
- La ou les puissances souscrites du PDL par périodes horosaisonnières (HP/HC hiver,
HP/HC été) ;
- La consommation annuelle en kWh par périodes horosaisonnières (HP/HC hiver, HP/HC
été) ;
- Pour les sites en télérelève de la courbe de charges (sites avec compteur électronique) :
intégrer dans le dossier de consultation un fichier exploitable (xls, csv) retraçant les
points 10 minutes sur une période d’un an. :
9 Exemple de fichier de recensement des sites en partie 6 « Boîte à outils ».
La détermination du profil de consommation est primordiale. Le profil de consommation est la
combinaison entre la puissance appelée et le moment de consommation. En effet, le fournisseur
ne supporte pas le même coût pour une même consommation de 6 kWh s’il alimente un client
qui consomme 1 kW pendant 6 heures ou un autre client qui consomme 2 kW pendant 3 heures.
Ces deux clients consomment la même quantité d’électricité mais de façon différente.
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- Pour information, il existe deux types de sites, les sites profilés et les sites télérelevés. La
consommation des sites profilés est suffisamment caractéristique pour être modélisée à
travers un profil type de consommation. Ces sites sont facturés sur la base d’index
relevés par le GRD. Les sites en télérelève quant à eux exigent des informations bien plus
précises.
- Enfin indiquer les branchements provisoires éventuels (chantiers…), les évolutions
prévisibles de consommation d’un site, la mise hors service d’une installation, le projet
d’un nouveau site ou d’extension d’un site existant…
Dans le cas où certaines informations seraient manquantes, il est possible de les demander
auprès du fournisseur actuel (envoi d’un feuillet de gestion), auprès du GRD directement
(coordonnées disponibles sur internet ou à demander au fournisseur) ou auprès du GRD par
l’intermédiaire d’un autre fournisseur. Dans le dernier cas, le bailleur autorisera (par l’envoi
simple d’un email) le fournisseur à récupérer ces informations en son nom.
2) La question de l’intégration des sites inférieurs à 36 kVA dans la
consultation
Au moment du recensement des sites se posera la question de l’intégration des sites de
puissance inférieure à 36 kVA, autrement dit du choix d’une consultation portant sur l’intégralité
du patrimoine ou d’une consultation limitée aux points de comptage supérieurs à 36 kVA.
Cette décision relève d’un choix de stratégie interne et peut différer d’un bailleur à l’autre. Elle
dépend de la connaissance et de l’appréhension du marché, du temps et des ressources internes
dont dispose l’organisme pour recenser ses nombreux sites et des opportunités qu’il estime
possibles sur les prix de marché par rapport aux prix réglementés de référence.
Ces gains semblent aujourd’hui encore limités et doivent être mis au regard du coût lié au temps
de recensement de ces sites.
3) La question du groupement d’achat
L’intérêt premier de rejoindre un groupement d’achat est la mutualisation des moyens et
l’optimisation des démarches administratives. Cette démarche peut également permette de
combler un déficit de compétences dédiées ou de ressources internes. Mais un tel regroupement
ne supprime pas la nécessité, pour chaque bailleur du groupement, de réaliser en interne le
recensement de ses sites. Enfin, si le groupement de commandes pour l’achat de gaz naturel
pouvait prétendre à l’obtention de prix plus attractifs, l’effet volume est beaucoup moins
important pour l’électricité, dont le prix est surtout déterminé par le profil de consommation.
Concernant l’électricité, le profil de consommation est aussi important que le volume en jeu. Un
recensement précis de chaque site est essentiel pour lancer la consultation.
Dans le cas où le Pouvoir Adjudicateur souhaiterait inclure les sites de puissance inférieure à
36 kVA dans la consultation, il aura la possibilité de les intégrer en option afin de se laisser le
choix d’arbitrage.
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Au final, le choix entre acheter seul, en groupement ou accompagné par un AMO dépendra
essentiellement des caractéristiques et contraintes de son organisation (approche et contexte du
marché, temps disponible, personnes dédiées et outils nécessaires, gestion administrative…).
4) Type de procédure et forme de marché
Seuil de marché et type de procédure
Dès que le montant estimé du marché atteint le seuil européen de 207 000 € HT10
, la procédure
de consultation des entreprises doit être une procédure formalisée. Il en sera de même dès lors
que le montant maximal n’est pas fixé dans les documents de la consultation.
Pour savoir si ce seuil est atteint, dans le cadre d’un marché de fournitures, et en application du
principe d’homogénéité, le montant à prendre en compte correspond à la valeur totale des
fournitures, sur la durée totale du marché.
Considérant un accord-cadre de 4 ans (durée maximale) et un budget médian de 60€ HT par
logement et par an11
pour l’électricité des usages communs (correspondant uniquement à des
tarifs bleus, hors sites en jaunes et verts avec des niveaux de consommation plus importants), ce
seuil de 207 k €HT est atteint avec un patrimoine d’environ 850 logements.
De ce fait, même si la consultation est lancée sur un seul site ou un seul type de sites (tarifs
jaunes et verts uniquement), le choix de la procédure doit être effectué au regard de l’ensemble
des sites de l’organisme alimentés en électricité (y compris donc les sites de puissance inférieure
à 36 kVA). Concernant la durée, il s’agira de prendre en compte la durée maximale possible du
marché, durée de reconduction comprise, même si cette dernière pourra ne pas être appliquée.
- Si le montant estimé du marché est au-dessus du seuil européen (207 000 €HT), la
procédure formalisée recommandée en l’espèce est l’appel d’offres ouvert. Il s’agit de
la procédure de droit commun.
- Si le montant estimé du marché est en deçà du seuil européen (207 000 €HT), la
procédure de consultation des entreprises peut être librement choisie. Dans ce cas, le
pouvoir adjudicateur est libre de définir lui-même les règles de publicité et de mise en
concurrence. Ces règles doivent a minima respecter les principes fondamentaux de la
commande publique : la liberté d’accès à la commande publique, l’égalité de traitement
10
Seuil fixé par décret en application des directives européennes et révisé tous les 2 ans, pour la période du 1e janvier 2014
au 31 décembre 2015, seuil défini par le décret n°2013-1259 du 2 décembre 2013 11
Source : Observatoire national des charges locatives de l’USH, année 2012
Les avantages d’un groupement d’achat sont la mutualisation et l’optimisation des moyens
administratifs de chaque membre par le regroupement des ressources. Cependant, un
groupement influera peu sur le prix de l’offre, celle-ci étant plus dépendante du profil que du
volume d’électricité.
La consultation portera à la fois sur l’achat d’électricité, sur son acheminement et sur les services
associés. Il s’agit donc d’un marché de fournitures, auquel sont associés des services.
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des candidats et la transparence des procédures. Pour ce faire, elles doivent être
proportionnées à l’objet, aux caractéristiques et au montant du marché, aux conditions
dans lesquelles l’achat est réalisé et au degré de concurrence entre les opérateurs
économiques potentiellement intéressés.
Possibilité de se soustraire au principe d’homogénéité des achats de fournitures.
L’article L331-4 du code de l’énergie indique :
« Les dispositions du code des marchés publics n'imposent pas à l'Etat, à ses établissements publics,
aux collectivités territoriales et à leurs établissements publics d'exercer le droit prévu à l'article L.
331-1. Lorsqu'elles l'exercent pour l'un des sites de consommation, ces personnes publiques
appliquent les procédures du code des marchés publics déterminées en fonction de la
consommation de ce site et peuvent conserver le ou les contrats de fourniture de leurs autres sites
de consommation. »
A la lettre du texte, seuls les organismes de statut public sont exonérés de l’obligation de
regroupement de l’ensemble de leurs consommations électriques (application du principe
d’homogénéité des achats de fournitures et des services), et peuvent ainsi exclure les sites de
puissance souscrite inférieure à 36 kVA pour déterminer le seuil de procédure au regard du
montant estimé.
La forme de marché
Plusieurs éléments sont à prendre en compte lors du choix de la forme de marché :
- Du côté du client final, la quantité d’électricité n’est pas connue.
- Du côté du fournisseur, la volatilité des prix l’oblige, pour toute proposition de prix, à se
couvrir sur les marchés, c’est-à-dire à acheter (pratiquement) la même quantité au prix de
marché. Le maintien de sa position est risqué et le coût du risque sera d’autant plus élevé
que la position devra être tenue longtemps. Ce risque sera répercuté sur le prix que le
fournisseur proposera au client final.
En procédure adaptée, le bailleur lancera un marché classique de fourniture d’électricité.
En procédure formalisée, la forme de marché la plus adaptée reste, comme pour le gaz naturel,
l’accord-cadre.
- L’accord-cadre permet d’encadrer le marché (durée, structure de prix et formule de
révision, qualification des services associés, conditions de fonctionnement du contrat…).
- Par la suite, le ou les marchés subséquents qui en découlent porteront sur une offre de
prix. Le délai de validité des offres pourra alors être fortement réduit afin de permettre
aux candidats de s’engager au regard du prix de marché, volatil par nature.
- Si le passage en Commission d’Appel d’Offres (CAO) est obligatoire pour l’attribution de
l’accord-cadre pour les marchés d’un montant supérieur au seuil européen, les marchés
subséquents peuvent être attribués sans y recourir.
En conséquence, devant des offres de prix, le client final devra être réactif et s’organiser pour
attribuer le marché le plus rapidement possible.
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- Un accord-cadre multi attributaires permet de favoriser la concurrence en sélectionnant
un certain nombre d’attributaires (trois minimum sous réserve d’un nombre suffisant de
candidats avec la possibilité de définir un nombre plus important) et en les remettant en
concurrence à la survenance du besoin.
- Les pièces de l’accord-cadre se composent d’un Cahier des Clauses Administratives et
Techniques Particulières (CCATP), d’un Acte d’Engagement (à dupliquer par lot) et d’un
fichier annexe de recensement des sites. Les pièces du marché subséquent se composent
d’un acte d’engagement (à dupliquer par lot), ainsi que d’un fichier annexe de
décomposition des prix.
5) Anticiper les étapes et le temps nécessaire à la consultation
Calendrier
En procédure librement choisie (en deçà des seuils), les délais de consultation sont laissés à
l’appréciation du pouvoir adjudicateur (comme pour le reste de la procédure, ces délais doivent
permettre le respect des principes fondamentaux). Il est cependant conseillé de lancer la
consultation suffisamment tôt pour éviter l’effet « goulot d’étranglement » de fin d’année, qui
mettrait les fournisseurs dans une situation de difficulté face au nombre important de
consultations et qui risquerait d’entraîner des consultations infructueuses ou des prix négociés
peu attractif.
En procédure formalisée, dans le cadre d’un Appel d’Offres, les délais de consultation
réglementaires sont de 52 jours entre la publication de l’avis d’appel public à la concurrence
(AAPC) et la réception des offres. Ces délais peuvent être légèrement réduits : de 7 jours en cas
de transmission de l’AAPC par voie électronique et de 5 jours supplémentaires en cas de
possibilité de téléchargement du DCE par les candidats. Ce qui permet de réduire le délai de
consultation à 40 jours si ces 2 conditions sont cumulées.
La procédure complète d’achat d’électricité peut durer entre sept et huit mois, de la phase de
recensement des sites jusqu’à la prise d’effet effective du contrat. Certains délais sont
incompressibles (délai de consultation), d’autres dépendent des procédures internes propres à
chaque bailleur et de la stratégie choisie. L’intégration de l’ensemble du patrimoine entraînera
une période de recensement des sites plus longue que la seule intégration des sites de puissance
supérieure à 36 kVA.
Formes de marché préconisées :
- Montant estimé du marché inférieur à 207 000 €HT : marché classique de fourniture
d’énergie ;
- Montant estimé du marché supérieur à 207 000 €HT : accord-cadre multi attributaires.
Quel que soit le marché, le caractère volatil du prix de l’électricité oblige les bailleurs sociaux à
être réactifs suite à la réception des offres de prix. Une durée de validité des offres très courte (3
jours au maximum, au mieux 24 heures) devra être tenue. Cette contrainte doit être appréhendée
par le bailleur qui s’organisera en conséquence en prévoyant par exemple une délégation de
signature si nécessaire.
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Planning Achat d'électricité
Mois 1 Mois 2 Mois 3 Mois 4 Mois 5 Mois 6 Mois 7 Mois 8
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1 Recensement des sites
2 Rédaction des pièces du marché
3 Consultation accord-cadre
CAO
Analyse et attribution
3 Consultation marché subséquent
Analyse et attribution
Travail bailleur
Délais de consultation
Prise d'effet du contrat
Figure 11 : Planning des différentes étapes nécessaires à l’achat d’électricité. Source : H&TC.
Changement de contrat
Les modalités de résiliation d’un contrat de fourniture d’électricité dépendent du type de contrat
en cours : contrat en tarif de marché ou contrat en tarif réglementé.
Contrat en tarif de marché : la résiliation avant échéance du contrat soumet le bailleur à
des pénalités. Les sites en offre de marché pourront néanmoins être intégrés dans la
consultation en précisant une date de prise d’effet postérieure à la date prévue pour
l’ensemble des autres sites. Cette date correspondra à la date d’échéance du contrat de
marché en cours (date à indiquer dans le fichier de recensement des sites).
Contrat en tarif réglementé : la résiliation peut s’effectuer à tout moment sans préavis ni
pénalité. Le bailleur n’a pas à résilier lui-même son contrat. Le nouveau fournisseur
effectuera les démarches sans frais. Si le bailleur résilie le contrat, la prestation de
résiliation est enclenchée et obligera le bailleur à demander une « mise en service » du
site, qui elle est payante.
L’article L.331-3 du Code de l’Energie précise que la résiliation se fait « sans frais » sauf si elle
intervient dans le délai d’un an après une modification, effectuée à l’initiative du client, des
puissances souscrites dans le contrat. Dans ce cas, le fournisseur historique a droit à une
indemnité correspondant au montant des primes fixes dues pour l’électricité effectivement
consommée.
Bien que seuls quelques sites sont actuellement concernés par l’obligation de mise en
concurrence, il est préférable d’anticiper bien en amont l’échéance du 1er janvier 2016.
A ce titre, la phase de recensement des sites pourra être effectuée dès le premier trimestre
2015.
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Cependant, cette pénalité ne sera pas appliquée si les puissances souscrites sont réajustées
avant la signature du nouveau contrat et que le changement de contrat s’effectue à iso
puissance. En effet, cette disposition a été mise en place pour éviter les comportements
opportunistes. Un client pourrait baisser la puissance souscrite en période plus creuse (avril) et
sortir des tarifs réglementés en novembre en augmentant cette puissance souscrite, ce qui lui
permettrait de réaliser une économie.
Le bailleur social peut donc travailler à l’optimisation des puissances souscrites avant le
changement de contrat ou après le changement de contrat avec le nouveau fournisseur.
2) Dossier de consultation des entreprises : les éléments
structurants
1) Durée du marché
Une durée de marché supérieure à 3 ans n’est pas compatible avec le fonctionnement et les
caractéristiques du marché de l’électricité, l’horizon du marché offrant une visibilité sur 3 ans
uniquement.
Une durée allant de 1 à 3 ans est donc à privilégier, que ce soit pour un marché classique ou
pour un marché subséquent.
Un accord-cadre a une durée maximale de quatre ans. Durant cette période, il n’y a pas de
contraintes sur le nombre et la durée des marchés subséquents, sauf à ce que cette dernière
vienne compromettre l’économie générale de l’accord-cadre, ou la nécessaire remise en
compétition des opérateurs économiques. On rappellera toutefois qu’aucun marché subséquent
ne peut être notifié après la date de fin de l’accord-cadre. La consultation auprès des signataires
de l’accord-cadre en vue de la conclusion des marchés subséquents peut être lancée après la
notification aux attributaires dudit accord-cadre, celle-ci intervenant à l’issue du délai
réglementaire de suspension12
.
Il ne faut pas oublier que la procédure en vue de la conclusion d’un accord-cadre prend du temps
mais également que l’accord-cadre structure l’ensemble des marchés qui sont passés sur son
fondement. Un marché subséquent peut venir compléter certaines modalités de l’accord-cadre,
mais ne peut pas remettre en cause les conditions qui fixent son économie générale. Il s’agira
alors de choisir une durée relativement longue pour ne pas être obligé de relancer la procédure
rapidement mais qui laisse suffisamment de souplesse pour permettre, si les modalités
techniques, de service associé ou de structure de prix ne correspondent plus aux besoins ou à
l’état de la concurrence, de passer un autre marché. Dans ce cadre et pour répondre à cette
double contrainte, un accord-cadre de deux ans, reconductible une fois, peut être envisagé.
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Le délai de suspension permet aux candidats évincés de déposer un recours précontractuel. Le délai est d’au moins 16 jours en cas d’envoi de la notification par voie postale, délai réduit à au moins 11 jours en cas d’envoi par voie électronique.
Il est conseillé de prévoir deux mois entre la date de demande de changement de fournisseur et
la date de début d’exécution du marché.
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2) Critères de sélection des offres
Comme dans toute consultation, les offres des candidats seront jugées sur leur capacité à
réaliser la prestation, services associés compris et après validation de leurs garanties notamment
financières. Pour le cas spécifique de l’achat d’énergie, les candidats doivent obligatoirement
détenir une autorisation de fourniture (article L333-1 du Code de l’Energie).
Une fois la validité des candidatures attestée, les offres seront notées et classées selon des
critères liés au prix de la fourniture d’électricité et aux services associés à cette fourniture. Il
s’agira alors de définir les besoins réels du bailleur et de les pondérer en conséquence.
Une pondération des critères de notation des offres de 70% pour le prix et de 30% pour les
services associés peut être envisagée. Cette pondération peut être ajustée en fonction du
patrimoine concerné et des besoins du bailleur en termes de services associés.
Dans le cas d’un accord-cadre et marché subséquent, la sélection des candidats s’effectuera en
deux temps, les critères liés aux services associés permettront de classer les offres des candidats
au niveau de l’accord-cadre, le critère prix entrera en jeu dans un second temps dans l’analyse
des offres du marché subséquent.
Dans ce cas et pour appuyer le rôle important des services associés sur ce type de marché, la
note technique issue de l’accord-cadre pourra être reprise au niveau du marché subséquent (à
hauteur de 30% par exemple). Dans ce cas, il faudra préciser dans la lettre de consultation le
poids de cette note technique par rapport au critère principal de prix et indiquer ce qui est
spécifiquement attendu des candidats au titre du marché subséquent au regard de leur offre
générale proposée lors de l’accord-cadre. On rappellera qu’il convient de préciser, au niveau de
l’accord-cadre, le ou les critères principaux de sélection en vue de l’attribution des marchés
subséquents, ceux-ci pouvant être précisés à l’occasion des consultations de chaque marché
subséquent.
La durée du marché doit être inférieure à 3 ans pour rester compatible avec le fonctionnement et
les caractéristiques du marché de l’électricité.
Il est conseillé de privilégier une durée en année pleine avec un début de fourniture au premier
jour du mois.
Le critère lié aux services associés est particulièrement important. Au-delà du gain éventuel sur
le prix de l’électron, un potentiel d’économie se trouve dans le suivi et l’optimisation de ces sites
de consommation.
Pour rappel et quel que soit le marché, il est conseillé au bailleur d’assurer la réactivité
nécessaire dans le choix d’une offre de prix, en s’engageant sur une durée de validité des offres
inférieure à 48 heures.
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3) Contrat unique ou contrat de fourniture et contrat d’acheminement
Selon les caractéristiques des sites concernés, il pourra être envisagé l’un des deux contrats
suivants :
Un contrat unique, regroupant la fourniture et l’acheminement. Le fournisseur assure le
rôle d’intermédiaire entre le client et le Gestionnaire de Réseau de Distribution (GRD).
Une seule facture permet au fournisseur de facturer la fourniture d’énergie et
l’acheminement (TURPE) qu’il reverse par la suite au GRD.
La souscription de deux contrats : un contrat de fourniture et un contrat
d’acheminement. Le contrat de fourniture est signé avec le fournisseur. Le contrat
d’acheminement est signé avec le gestionnaire de réseau de distribution pour les sites
raccordés au réseau de distribution (contrat « CARD13
») ou avec le gestionnaire de
réseau de transport pour les sites directement raccordés au réseau de transport (contrat
« CART14
»). Pour que le contrat de fourniture puisse prendre effet, il est nécessaire
d’avoir préalablement signé et mis en place le contrat d’acheminement. La signature de
deux contrats complexifie la gestion par la réception de deux factures.
4) Estimation des consommations
S’il est nécessaire d’indiquer dans les documents de la consultation un niveau de consommation
afin que les fournisseurs puissent baser leur offre sur un même volume de référence, dans les
documents du marché, le bailleur ne peut pas et ne doit pas s’engager sur un volume précis de
consommation. On parlera, dans le dossier de consultation des entreprises (DCE), de
consommation de référence ou de volume indicatif.
5) Evolution de patrimoine
Pour une gestion simplifiée des évolutions de patrimoine (rajout ou suppression de sites), une
clause d’évolution de sites peut être intégrée dans le DCE, permettant aux sites concernés de
bénéficier du prix négocié dans le marché, sans qu’il soit nécessaire de lancer un autre marché.
Une fourchette maximale de +/- 10% par rapport au volume de consommation initial est
permise. Néanmoins une fourchette plus restreinte pourra optimiser le prix proposé, notamment
en prix fixe.
6) Allotissement
La question de l’allotissement peut être posée au regard de la localisation des sites de
consommation.
Une ELD (Entreprise Locale de Distribution) est un gestionnaire de réseau de distribution et/ou
fournisseur d’énergie qui a conservé ses missions sur son territoire de desserte après la loi de
nationalisation des fournisseurs d’énergie en 1946. Elles assurent la distribution et / ou la
fourniture d’énergie sur les territoires non desservis par ERDF et GrDF. Sur les 172 ELD, on en
13
CARD : Contrat d’Accès au Réseau de Distribution. 14
CART : Contrat d’Accès au Réseau de Transport.
La signature d’un contrat unique avec prix dissociés est à privilégier. Ce contrat unique permet la
réception d’une seule facture dans laquelle le prix de la fourniture et le prix de l’acheminement
apparaissent distinctement.
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dénombre 160 pour l’électricité. Elles sont présentes dans 2800 communes, soit 5 % du
territoire. Les principales sont ES (Electricité Strasbourg), Sorégies (département de la Vienne),
Séolis (département des Deux-Sèvres), UEM (Usine d’Electricité de Metz)… A l’instar d’EDF qui a
dû se détacher (sur le plan comptable et managérial) de son activité de distribution d’électricité
(assurée par ERDF, entité indépendante d’EDF), les ELD desservant plus de 100 000 clients ont
depuis 2007 l’obligation de séparer leurs activités de fourniture et de distribution. Les 4
principales ELD citées ci-dessus sont concernées par cette obligation.
La libéralisation du marché de l’énergie a quelque peu épargné les ELD. En effet, peu de
fournisseurs alternatifs proposent des offres de marché sur leur territoire de desserte. Les ELD
ayant leur propre mode de fonctionnement, les fournisseurs souhaitant pouvoir alimenter les
clients finals sur ces territoires supportent des coûts de gestion des contrats plus importants
(multiplication des interlocuteurs, modification et mise en compatibilité des systèmes
d’information) au regard du faible potentiel qu’offrent ces territoires (5%) par rapport à la zone
de desserte d’ERDF (95%).
Dans le cas où des sites de consommation se trouvent sur le territoire d’une ELD et d’autres sur le
territoire d’ERDF, l’allotissement semble pertinent et permet de ne pas limiter la concurrence sur
les sites de desserte d’ERDF. Un lot portera alors sur le territoire de l’ELD, un autre couvrira le
reste du patrimoine.
7) Structure de prix
Une politique de prix différente par profil de sites pourra être mise en place.
L’allotissement peut entraîner la présence, sur un même patrimoine, de différents fournisseurs,
complexifiant la gestion du contrat par le bailleur. Pour rendre compte des différents profils de
sites15
sans allotir, le bailleur peut mettre en place une politique de prix visant à demander un
prix différent pour :
- Les sites profilés bleus,
- Les sites profilés jaunes,
- Les sites profilés verts,
- Les sites en télé relève verts.
Sur ces différents segments de site, il pourra être demandé un prix unique du kWh ou un prix
horo-saisonnalisé. A contrario du prix unique, le prix horo-saisonnalisé (différence heures
pleines, heures creuses, été et hiver) reflète la réalité de la formation du prix. Il pourra donc être
plus facilement optimisé qu’un prix unique (en prix unique, le fournisseur intégrera un surcoût
servant à couvrir le risque de déformation du profil de consommation du client)16
.
15
Tableau des profils selon la structure des segments d’acheminement en annexe 16
Exemple de fichier d’analyse des prix en partie 6 « Boîte à outils »
L’allotissement sera privilégié dans le cas de sites sur le territoire d’ELD.
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8) Prix ferme ou révisable
La forme de prix (prix ferme ou révisable) doit être précisée par le Pouvoir Adjudicateur dans le
dossier de consultation des entreprises.
Partie variable
Les conditions actuelles d’approvisionnement sur le marché sont plus attractives qu’un
approvisionnement par le mécanisme ARENH. Face à ce constat, le choix d’un prix ferme sur la
durée du marché peut être privilégié.
Ce prix sera ferme et non révisable durant toute la durée du marché17
. Aucune formule de
révision n’est à indiquer dans le DCE. Le prix ferme garantit une stabilité et une visibilité sur le
prix unitaire du kWh.
En cas d’indexation, les prix unitaires indexés de l’électricité pourront répondre à une formule de
révision reflétant les conditions d’approvisionnement des fournisseurs. Il pourra être retenu une
indexation sur l’évolution du prix ARENH, selon la formule suivante :
Pe (n+1) = Pe(n) + Ƭ (p Arenh(n+1) – P Arenh(n))
Avec : n : période antérieure à une évolution de prix ARENH
n+1 : période postérieure à une évolution de prix ARENH
Pe (n+1) : nouveau prix unitaire « électricité » avant une évolution de prix ARENH
p Arenh(n+1) : nouveau prix ARENH par arrêté
p Arenh(n) : prix ARENH en vigueur (avant évolution)
T : le taux d’ARENH calendaire, équivalent à la proportion d’ARENH dont peut bénéficier le
client
Le montant de l’ARENH est fixé par les pouvoirs publics. Il s’élève à 42€HT/MWh aujourd'hui. Le
prix sera réévalué au 01 juillet 2015.
Partie acheminement
La partie acheminement (TURPE) est réglementée. Le prix du TURPE est indépendant du
fournisseur et diffère selon le profil du site. Le fournisseur ne fait que refacturer le coût de
l’acheminement au client final.
Il est conseillé de prévoir ces évolutions du TURPE en demandant une refacturation à l’euro près
de l’évolution du TURPE (à la hausse comme à la baisse) au cours du contrat.
Demander une partie acheminement non révisable entraînera une perte de lisibilité dans la
structure du coût proposé par le fournisseur.
17
Pour rappel, il est fortement déconseillé de demander une durée de marché supérieure à 3 ans
Un prix horo-saisonnalisé en structure binôme (part abonnement et part variable), par profil de
site reflètera la réalité de la formation des prix.
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9) Les services associés à la fourniture
Les services associés souhaités devront être détaillés dans le DCE. En cas d’exigence spécifique,
il s’agira de s’assurer que la demande correspond bien à un besoin et que ce besoin peut justifier
un surcoût éventuel.
La définition des services associés est une étape essentielle. Au-delà d’un gain sur le prix du
kWh, un potentiel d’économie peut être trouvé dans une bonne adéquation des puissances
souscrites au besoin, dans un suivi énergétique permettant de mettre en exergue les
dépassements et d’œuvrer rapidement à leurs analyses ou dans une relation client et des
conditions de facturation permettant d’engager le bailleur et son fournisseur dans une relation
privilégiée (adaptation des modalités de facturation à l’organisation du bailleur, prise en compte
des branchements provisoires…).
Les principaux services associés peuvent porter sur :
La relation commerciale
Cette relation passera par la mise à disposition d’un interlocuteur dédié, accessible par
des coordonnées directes. Il s’agira également de préciser les besoins de rencontre, de
réunions et leur périodicité.
Les modalités de facturation
En tant que consommateur multi sites, la question de la facturation est primordiale. Les
modalités d’émission des factures et les modalités spécifiques de facturation devront
être précisées dans le DCE (facturation détaillée par PDL, par résidence, facturation
groupée). Le contenu des factures devra être également énoncé (indiquer notamment les
codes de gestion propres au bailleur permettant l’affectation des dépenses aux
résidences concernées).
L’accès à un outil en ligne
L’accès à un outil en ligne permettra la consultation des informations relatives aux
données de consommation, de facturation, ainsi qu’aux données relatives au contrat. Cet
outil peut également donner accès à des modules de gestion et de suivi des
consommations (alerte dépassement par exemple).
La gestion de l’énergie
Il s’agira de demander un accès aux informations nécessaires au suivi de ce poste de
charges et à sa maîtrise, au travers par exemple de l’envoi d’un feuillet de gestion annuel
regroupant, sous un format exploitable, par Point de Livraison, les relèves,
consommations et factures associées.
Il pourra être également demandé au fournisseur de réaliser une optimisation des
puissances souscrites pour chaque point de livraison (simulations tarifaires pour déceler
les éventuels besoins d’adaptation) et ce dès les premiers mois du contrat.
Sur la part fourniture, un prix fixe et non révisable pourra être privilégié.
Le prix de l’acheminement suivra les évolutions du TURPE.
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BOITE A OUTILS 6
Afin de compléter le guide, des articles « types » sont présentés dans la suite du document. Ils
sont rédigés dans le cadre d’un appel d’offres sous la forme d’un accord-cadre et répondent à
l’ordonnance de 2005.
1) Articles clefs du CCATP
1) Objet de l’accord-cadre
Le présent accord-cadre a pour objet de définir les termes et conditions régissant les futurs
marchés de fourniture et d’acheminement d’électricité pour alimenter les points de livraison du
Pouvoir Adjudicateur dont la liste est fournie en annexes au présent CCATP.
Le contrat marché comprend les prestations ci-dessous :
- La fourniture complète en énergie électrique des points de livraison alimentant les
bâtiments du Pouvoir Adjudicateur ;
- L’accès au réseau public de distribution et son utilisation pour les points de livraison ;
- La mission de responsable d’équilibre inclus dans le prix de la fourniture en énergie
électrique ;
- Les services associés à cette fourniture.
Les caractéristiques générales des prestations attendues sont décrites dans le présent cahier des
clauses administratives et techniques particulières (CCATP). Elles seront précisées dans les
marchés conclus sur le fondement du présent accord-cadre, dénommés « marchés
subséquents ».
Forme de l’accord-cadre
Il s’agit d’un accord-cadre multi-attributaire passé sans minimum, ni maximum.
Il est passé en application de l’ordonnance n° 2005-649 du 6 juin 2005 relative aux marchés
passés par certaines personnes publiques ou privées non soumises au code des marchés publics ;
et son décret d'application n° 2005-1742 du 30 décembre 2005, notamment son article 42.
Décomposition en lots
L’accord-cadre n’est pas alloti.
OU
L’accord-cadre est divisé en X lots (dans le cas de sites sur territoire ELD).
Le lot X « XXX » concerne XXX sites pour un volume de consommation estimé à XXX kWh/an ;
Le lot 2 « XXX » concerne XXX sites pour un volume de consommation estimé à XXX kWh/an ;
Chaque lot constitue un accord-cadre multi-attributaire. Il est attribué à plusieurs opérateurs
économiques.
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Estimation des consommations
Les consommations indiquées dans l’ensemble des documents du présent marché ne sont
données qu’à titre indicatif et n’engagent pas le Pouvoir Adjudicateur. L’évolution des
consommations ne peut avoir d’incidence sur le prix de l’énergie proposé. Ces consommations
indicatives permettront de comparer les offres des différents fournisseurs sur une même base.
2) Evolution du patrimoine
Des points de livraison peuvent être intégrés ou supprimés lors de l’exécution des marchés
subséquents, par le fait notamment :
- d’achat, de vente, de construction ou de démolition de bâtiments ;
- de la mise en évidence de points de livraison non identifiés dans la liste des points de
livraison de l’annexe au moment de l’inventaire des sites ou de l’indentification d’un
point de livraison intégré par erreur dans la liste des points de livraison prévue en
annexe du CCATP ;
- de raccordements provisoires de points de livraison (chantiers, travaux…) ;
- de travaux sur les bâtiments qui peuvent générer des hausses ou des baisses de
consommation ;
- de la suppression de points de livraison en raison de l’absence de consommation.
Ces éventuelles modifications ne pourront bouleverser l’économie du marché. Les conditions
d’exécution des marchés subséquents passés en application du présent accord-cadre seront
applicables aux nouveaux sites dans la limite de XX% par rapport à la consommation totale
indicative du marché.
Le Pouvoir Adjudicateur s’engage à prévenir le TITULAIRE de tout projet d’évolution de son
patrimoine (achat, vente, construction, démolition) ou de modification des installations
techniques qui pourraient avoir un impact sur les consommations d’électricité.
3) Durée de l’accord-cadre
Le présent accord-cadre est conclu pour une durée de XX ans. Il prend effet à la date de sa
notification.
Si reconduction
L'accord-cadre est reconductible par décision expresse du Pouvoir Adjudicateur à la date
anniversaire du contrat. Il peut ainsi être prorogé une fois sans que sa durée totale ne puisse
excéder quatre ans.
La décision de reconduire ou non le présent accord-cadre sera notifiée aux TITULAIRES de
l'accord-cadre au moins trois mois avant sa date d'échéance.
Qu’il s’agisse de l’accord-cadre initial ou d’un accord-cadre reconduit, le titulaire reste engagé
jusqu’à la fin de la période de validité en cours, et toutes les dispositions du présent cahier
s’appliquent aux marchés subséquents en cours d’exécution, jusqu’à son échéance.
Aucun marché subséquent ne pourra être conclu après l’échéance de l’accord-cadre. La durée et
la prise d’effet de chaque marché subséquent pris en application de l’accord-cadre sont
précisées au sein desdits marchés subséquents.
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4) Structure de prix
Il est précisé que le présent accord-cadre est conclu sans montant minimum et sans montant
maximum.
Le marché est traité à prix HTT. Les prix hors toute taxe (HTT) ne comprennent aucune taxe ou
contribution de toute nature.
Le titulaire devra compléter l’acte d’engagement et les annexes de chaque marché subséquent.
La fourniture de l’énergie électrique sera rémunérée selon un tarif binôme. Le prix se décompose
d’un Terme Fixe (TF) forfaitaire indépendant des quantités exécutées et d’un Terme de Quantité
(TQ) unitaire appliqué aux quantités réellement livrées.
Le prix ne pourra en aucun cas être subordonné à un engagement de consommation minimale ou
maximale sur une quelconque période.
Le prix global couvre le coût de la fourniture et de l’acheminement d’électricité ainsi que les
services liés à la fourniture, tels que décrits au présent CCATP.
Terme Fixe (TF)
Le Terme Fixe (abonnement) est fonction du site en €HTT/an.
La part acheminement évoluera en fonction des évolutions réglementaires du TURPE.
L’évolution du TURPE sera répercutée à l’euro près, sans marge, à la hausse comme à la baisse,
par le fournisseur.
Terme de Quantité (TQ)
Le Terme de Quantité (TQ) en c€HTT/kWh est fonction du volume consommé.
Le prix est un prix horo-saisonnier et par profil de site (comme détaillé dans l’annexe du CCATP).
Pour chaque marché subséquent, les TITULAIRES de l’accord-cadre seront dans l’obligation de
remettre un tableau financier indiquant leurs offres portant sur une fourniture d’électricité à prix
fixe sur la durée totale du marché subséquent.
OU
Pour chaque marché subséquent, les TITULAIRES de l’accord-cadre doivent remettre un tableau
financier indiquant leurs offres portant sur une fourniture d’électricité à prix indexé ARENH,
selon la formule de révision suivante :
n : période antérieure à une évolution de prix ARENH
n+1 : période postérieure à une évolution de prix ARENH
Pe(n+1) : nouveau prix unitaire « électricité » avant une évolution de prix ARENH
p Arenh(n+1) : nouveau prix ARENH par arrêté
p Arenh(n) : prix ARENH en vigueur (avant évolution)
Ƭ : le taux d’ARENH calendaire, équivalent à la proportion d’ARENH dont peut bénéficier le
client
Pe (n+1) = Pe(n) + Ƭ (p Arenh(n+1) – P Arenh(n))
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5) Services associés
Relation clientèle
Le TITULAIRE désignera obligatoirement, dès la notification du marché subséquent, un
interlocuteur unique. Les coordonnées directes de cet interlocuteur seront communiquées au
Pouvoir Adjudicateur.
Le TITULAIRE est tenu d’informer le Pouvoir Adjudicateur des conditions d’exécution de chacun
des marchés subséquents. A ce titre, il doit :
- Informer à tout moment le Pouvoir Adjudicateur de tout événement de nature à modifier
sa prestation et lui soumettre toutes propositions techniques, administratives ou
économiques en vue de maintenir ou d’améliorer sa prestation ;
- Alerter le Pouvoir Adjudicateur lorsqu’il détectera des anomalies sur les points de
livraison ;
- Transmettre au Pouvoir Adjudicateur une facture globale avec son annexe ;
- …
Modalités de facturation
Modalités d’émission
Toute facture émise en application des marchés subséquents passés sur la base du présent
accord-cadre est adressée sous format papier (ou par voie électronique) au siège du Pouvoir
Adjudicateur :
ADRESSE
En cas d’envoi par voie postale, un exemplaire est également envoyé au Pouvoir Adjudicateur
sous format numérisé de type PDF par courriel à l’adresse suivante : XXX et sur l’outil en ligne si
proposé dans le mémoire.
Modalités spécifiques de facturation
A défaut de précision dans l’acte d’engagement, le TITULAIRE adressera, tous les XX mois, une
facture unique (facture proprement dite + annexe) pour chaque profil de site correspondant à la
fourniture et à l’acheminement de l’électricité sur les XX mois concernés.
Lorsqu’une facture a été établie sur la base de quantités estimatives, la facture suivant la date à
laquelle les informations relatives aux quantités effectivement livrées au Pouvoir Adjudicateur
seront disponibles précisera les éventuelles rectifications de quantité et de prix.
Cette facture unique comprend :
- La facture proprement dite, qui est une pièce comptable permettant le règlement en une
seule fois des montants afférents au regroupement de l’intégralité des points de
livraison.
- L’annexe, qui détaille les informations pour chacun des Points de Livraison.
Contenu de la facture
La facture comporte, au-delà des informations financières et de consommation, les éléments
suivants : … :
Indiquer les besoins, notamment les informations patrimoniales spécifiques nécessaires à
l’affectation des factures (numéro de marché, numéro et date de la facture…)
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Contenu de l’annexe
L’annexe détaille l’ensemble des informations pour chaque Point de Livraison et comporte, au-
delà des informations financières et de consommation, les informations suivantes : …
Indiquer les besoins, notamment les informations patrimoniales spécifiques nécessaires à
l’affectation des factures (code, nom, localisation…).
Outil en ligne
Le TITULAIRE d’un marché subséquent doit mettre à disposition du Pouvoir Adjudicateur un accès
à un outil en ligne permettant la consultation des informations relatives aux données de
consommation (totale et par point de livraison) et de facturation (totale et par point de livraison),
ainsi qu’aux données relatives au contrat.
Gestion de l’énergie
Le TITULAIRE transmettra annuellement (c’est-à-dire pour chaque période d’une durée égale à 12
mois) un feuillet de gestion récapitulatif facilement exploitable par le Pouvoir Adjudicateur
(format Excel ou csv.) Ce feuillet comporte a minima :
- Un récapitulatif des acomptes avec le décompte définitif,
- Le ou les relevés de comptage effectués ainsi que les données de consommations par
Point de Livraison sur la période écoulée,
- Le coût unitaire moyen annuel par Point de Livraison sur la période écoulée…
Enfin, le TITULAIRE devra réaliser, dans les X mois suivant le début du contrat, des simulations
tarifaires pour déceler les éventuels besoins d’adaptation des puissances souscrites.
2) Articles clefs du Règlement de Consultation
1) Objet de la consultation
Objet et étendue de l’accord-cadre
La présente consultation vise à conclure un accord-cadre multi-attributaire dont l’objet, décrit
plus précisément dans le CCATP, est la fourniture et l’acheminement d’électricité alimentant les
points de livraison du Pouvoir Adjudicateur pour l’ensemble des sites listés en annexe au CCATP.
Des services décrits au CCATP sont associés à la fourniture d’électricité.
Les candidats établissent leur offre sur la base des informations indiquées en annexe au CCATP.
Les informations mises à disposition portent notamment sur les points suivants :
- Nom, adresse, code postal et commune du bâtiment ou du site,
- Référence d’acheminement GRD,
- Type de contrat en cours,
- Puissances souscrites,
- Consommations annuelles,
- La date d’échéance des contrats en offre de marché en cours : ces sites feront l’objet d’un
début de fourniture à une date différente de l’ensemble des autres sites.
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Codification CPV
- Codification principale : 09310000-5 Electricité
- Codification supplémentaire : 65300000-6 – Distribution d’électricité et services
connexes
Lieu d’exécution
Code NUTS : FRxxx, c’est la nomenclature des Unités Territoriales Statistiques (cf www.marches-
public.fr ) sur l’ensemble du territoire métropolitain sur le département de XXX.
Type d’accord-cadre
Le présent accord-cadre est un accord-cadre multi-attributaire. L’accord-cadre et ses marchés
subséquents sont conclus en application de l’ordonnance n° 2005-649 du 6 juin 2005 relative
aux marchés passés par certaines personnes publiques ou privées non soumises au code des
marchés publics et son décret d'application n° 2005-1742 du 30 décembre 2005.
Il s’agit d’un accord-cadre passé sans minimum, ni maximum.
Il est conclu avec plusieurs TITULAIRES : au moins trois (3) et au maximum XXX, sous réserve d’un
nombre suffisant de candidats.
Les marchés subséquents seront passés sur la base de cet accord-cadre après mise en
concurrence des signataires dudit accord-cadre. Les parties ne peuvent apporter de
modifications aux termes fixés dans l’accord-cadre lors de la passation des marchés
subséquents.
2) Contenu des candidatures et des offres
Les envois seront acheminés sous la seule responsabilité des candidats. Le pouvoir adjudicateur
ne pourra être tenu pour responsable du dépassement de délai de remise de dossiers de
candidatures, même pour des motifs étrangers aux candidats tels qu’une grève des services
postaux ou une erreur du destinataire choisi.
Les frais d’envoi ou d’acheminement des dossiers sont à la charge des candidats.
Pièces de la candidature
Le candidat produira les pièces suivantes, toutes datées et signées :
Pièce 1 : DC1 ou équivalent (lettre de candidature, disponible à l’adresse suivante :
http://www.economie.gouv.fr/daj/formulaires-declaration-candidat ),
Pièce 2 : DC2 ou équivalent (déclaration du candidat, disponible à l’adresse suivante :
http://www.economie.gouv.fr/daj/formulaires-declaration-candidat ),
Pièce 3 : Déclaration appropriée de banques ou preuve d’une assurance au titre de la
responsabilité civile découlant des articles 1382 à 1384 du Code civil ainsi qu’au titre de
sa responsabilité professionnelle, en cas de dommage occasionné par l’exécution du
marché subséquent ;
Pièce 4 : Présentation d’une liste des principales fournitures effectuées au cours des
trois dernières années, indiquant le montant, la date et le destinataire public ou privé.
Les livraisons et les prestations de services sont prouvées par des attestations du
destinataire ou, à défaut, par une déclaration de l’opérateur économique ;
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Pièce 5 : Références de prestations attestant de la compétence de l’opérateur
économique à réaliser la prestation pour laquelle il se porte candidat, dans le cadre de
marchés multi-sites comparables ;
Pièce 6 : Une copie de l’autorisation de fourniture délivrée par le ministre chargé de
l’énergie exigée en vertu du décret n°2004-388 du 30 avril 2004.
Les candidats sont invités à s’assurer que l’ensemble des pièces listées ci-avant sont bien
présentes dans leur dossier de candidature. L’absence de l’un des documents énumérés ci-
dessus ou leur caractère incomplet pourra entrainer la nullité de la candidature.
Pièces de l’offre
L’offre du candidat comprendra :
L’Acte d’Engagement : à compléter, dater et signer par les représentants qualifiés des
candidats (personne dûment habilitée pour engager le candidat) ayant vocation à être
TITULAIRES de l’accord-cadre ;
Le Cahier des Clauses Administratives et Techniques Particulières et son annexe : à dater
et signer pour acceptation sans aucune modification ; néanmoins, toute anomalie ou
omission doit être signalée avant la signature de l’accord-cadre ;
Le mémoire technique du candidat, détaillant la valeur qualitative (correspondant aux
critères de jugement des offres détaillés ci-après). Le mémoire technique expose la
manière dont le candidat exécute l'ensemble de ses prestations conformément aux
dispositions du C.C.A.T.P. Ce mémoire constitue une pièce contractuelle et, à ce titre,
engage les TITULAIRES de l’accord-cadre. Les exemplaires originaux conservés dans les
archives du Pouvoir Adjudicateur feront seuls foi.
Les candidats sont engagés par leur offre pendant une durée de 90 jours à compter de la date
limite de réception des offres.
3) Sélection des candidatures et des offres
Examen des candidatures
Les critères relatifs à la candidature sont les compétences professionnelles, techniques et
financières. Le Pouvoir Adjudicateur vérifiera :
- la recevabilité des candidatures et le caractère complet du dossier,
- la capacité juridique, financière et technique des candidats à exécuter la prestation.
L’analyse se fera au vu des pièces contenues dans l’enveloppe des candidats, en réponse à celles
demandées ci-dessus.
Sélection des TITULAIRES de l’accord-cadre
Au stade de l’accord-cadre, l’offre est évaluée sur la base des seules caractéristiques techniques
des prestations proposées par les candidats.
Le mémoire technique du candidat expose la manière dont le candidat exécute l’ensemble de ses
prestations conformément aux dispositions du CCATP. L’appréciation des offres, notée
globalement sur XXX points, portera uniquement sur les 4 critères ci-dessous.
L’offre économiquement la plus avantageuse est jugée en fonction de la qualité des propositions
faites par les candidats dans leur mémoire technique, structuré de la manière suivante :
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Relation clientèle : XXX points
Le candidat définit la relation clientèle qu’il assure au Pouvoir Adjudicateur et notamment pour
chaque registre de questions susceptibles d’être posées par le Pouvoir Adjudicateur, le candidat
indique :
- sa capacité à mettre à disposition du Pouvoir Adjudicateur un interlocuteur commercial
dédié, un interlocuteur technique dédié.
- la structure commerciale et technique nécessaire à assurer la disponibilité des
interlocuteurs mis à disposition : numéros dédiés, plages horaires auxquelles les
interlocuteurs sont disponibles, modalités de suivi du marché.
Facturation : XXX points
Le candidat remet un modèle de facture unique contenant la facture proprement dite et son
annexe, qui répondront, a minima, aux exigences prévues dans le CCATP.
Il précise également les modalités de facturation dont la périodicité des factures, la cadence des
relevés/estimations suivant les points de livraison et les modalités d’émission des factures
(transmission).
Site internet : XXX points
Le candidat précise s’il met à disposition du Pouvoir Adjudicateur un service d’accès internet
permettant le suivi des consommations et des dépenses. Il en décrit les principales
caractéristiques.
Gestion de l’énergie : XXX points
Le candidat remet un modèle de feuillet de gestion récapitulatif annuel tel que décrit à l’article
XXX du CCATP relatif aux services associés à la fourniture. Il précise les modalités et les délais de
mise à disposition ainsi que le contenu des informations disponibles.
Le candidat précise la méthode et les outils qu’il mettra en place pour le suivi et l’optimisation
des sites de consommation (alerte et gestion des dépassements, ajustement des puissances
souscrites…).
Une note globale sera déterminée pour chacune des offres, ce qui permettra leur classement.
Après élimination des offres irrégulières, les offres seront examinées selon les critères énoncés
précédemment. Les offres présentant le plus grand nombre de points seront retenues (au
minimum 3 sous réserve d’un nombre suffisant de candidatures et d’offres et au maximum XXX).
L’analyse se fera au vu des pièces de l’offre du candidat.
Pour que l’accord-cadre leur soit notifié, les candidats déclarés attributaires devront produire les
certificats et attestations mentionnés aux articles 18-I et 18-II du décret n°2005-1742.
Le délai imparti par le Pouvoir Adjudicateur pour remettre ces documents ne pourra être
supérieur à 10 jours.
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Part fixe
€HTT/an
A
TVA part
fixe € /an
B
Prix unitaire du
kWh €/kWh
C
Terme quantité €HTT/an (prix
unitaire * quantité de
référence)
D
TVA Terme de
quantité €/an
E
€HTT/an
F
TVA € /an
G
1
2
…
TOTAL
Acheminement
Montant global €/an
TVA incluse
A+B+D+E+F+G
Numéro
groupe
Energie
3) Modèle de fichier de recensement des sites
4) Modèle de fichier d’analyse des prix
Analyse en Euros hors toutes taxes et contribution, avec TVA
Tarifs bleus base
Tarifs bleus heures pleines / heures creuses
Tarifs jaunes
Numéro
groupe
Nom
groupe Adresse Commune
Code
postal
Référence
d'Achemine
ment GRD
Tarif
réglementé /
Tarif de marché
Date de fin du
contrat pour les
sites en tarif de
marché
Type de contrat
(bleu, jaune,
vert)
Version
(longue, moyenne ou
courte utilisation)
Option
1 Base
2 HP / HC
4
…
Puissance
maximale
souscrite
(kVA ou kW)
Puissance souscrite
en période de
pointe (kVA ou kW)
Puissance
souscrite en
période heures
pleines hiver
(kVA ou kW)
Puissance souscrite
en période heures
creuses hiver
(kVA ou kW)
Puissance
souscrite en
période heures
pleines été
(kVA ou kW)
Puissance
souscrite en
période heures
creuses été
(kVA ou kW)
Consommation
annuelle base
(kWh)
Consommation
annuelle
heures pleines
(kWh)
Consommation
annuelle
heures creuses
(kWh)
Part fixe
€HTT/an
A
TVA TVA
part fixe €
/an
B
Prix
unitaire
du kWh
HP €/kWh
C
Prix unitaire du kWh HC
€/kWh
D
Terme
quantité
€HTT/an (prix
unitaire *
quantité de
TVA Terme
de
quantité
€/an
F
€HTT/an
G
TVA € /an
H
1
2
…
TOTAL
Energie Acheminement
Montant global
€/an TVA incluse
A+B+E+F+G+H
Numéro
groupe
Part fixe
€HTT/an
A
TVA part
fixe € /an
B
Prix unitaire
du kWh HP
hiver €/kWh
C
Prix unitaire
du kWh HC
hiver €/kWh
D
Prix unitaire
du kWh HP
été €/kWh
E
Prix unitaire
du kWh HC
été €/kWh
F
Terme quantité €HTT/an
(prix unitaire * quantité de
référence pour C, D, E et F)
G
TVA Terme
de
quantité
€/an
H
€HTT/an
I
TVA € /an
J
1
2
…
TOTAL
Energie Acheminement
Montant global €/an
TVA incluse
A+B+G+H+I+J
Numéro
groupe
38
EL
EC
TR
ICIT
É
AC
HA
T É
NE
RG
IE
Tarifs verts
NB : Ces tableaux sont disponibles sur le centre de ressources de l’USH
Part fixe
€HTT/an
A
TVA part fixe
€ /an
B
Prix unitaire du
kWh HP hiver
€/kWh
C
Prix unitaire du
kWh HC hiver
€/kWh
D
Prix unitaire du
kWh HP été
€/kWh
E
Prix unitaire du
kWh HC été
€/kWh
F
Prix unitaire du
kWh en pointe
€/kWh
G
Terme quantité
€HTT/an (prix
unitaire * quantité
de référence pour
C, D, E et F)
H
TVA Terme
de
quantité
€/an
I
€HTT/an
J
TVA € /an
K
1
2
…
TOTAL
Energie
Numéro
groupe
Montant global €/an
TVA incluse
A+B+H+I+J+K
Acheminement
39
EL
EC
TR
ICIT
É
AC
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T E
NE
RG
IE
ANNEXES 7
1) Textes de référence
- Directive européenne 2009/72/CE du 13 juillet 2009 concernant des règles communes
pour le marché intérieur de l’électricité (et abrogeant la directive 2003/54/CE)
- Directive européenne 2009/73/CE du 13 juillet 2009 concernant des règles communes
pour le marché intérieur du gaz naturel (et abrogeant la directive 2003/55/CE)
- Loi n°2010-1488 du 7 décembre 2010 portant organisation du marché de l'électricité,
dite « Loi NOME » (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité)
- Code de l’énergie, article L445-4 pour les règles d’éligibilité aux tarifs réglementés de
gaz naturel
- Code de l’énergie, articles L337-7 et L337-9 pour les règles d’éligibilité aux tarifs
réglementés d’électricité
- Loi n°2014-344 du 17 mars 2014 relative à la consommation, dont l’article 25
- Code des marchés publics et ordonnance n°2005-649 du 6 juin 2005
2) Glossaire
ARENH : Accès Réglementé à l’Energie Nucléaire Historique.
CARD : Contrat d’Accès au Réseau de Distribution.
CART : Contrat d’Accès au Réseau de Transport.
CRE : Commission de Régulation de l’Energie.
CSPE : Contribution au Service Public de l’Electricité.
CTA : Contribution Tarifaire d'Acheminement.
ELD : Entreprise Locale de Distribution.
ERDF : Electricité Réseau Distribution France.
NOME « Loi NOME » : Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité.
PDL : Point De Livraison.
RTE : Réseau de Transport d’Electricité.
TCFE : Taxes sur la Consommation Finale d'Electricité.
TURPE : Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité.
40
EL
EC
TR
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É
AC
HA
T É
NE
RG
IE
3) Schéma d’organisation du marché de l’énergie avant et après
l’ouverture des marchés
4) les profils selon la structure des segments d’acheminement
Source : EDF
Avant l’ouverture
des marchés de l’énergie
Après l’ouverture
des marchés de l’énergie
Marché
réglementé
41
EL
EC
TR
ICIT
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AC
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T E
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IE
5) Segmentation des clients et fournisseurs actifs
Le marché de détail est divisé en quatre segments :
- Grands sites non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est supérieure ou égale à 250
kW. Leur consommation annuelle est supérieure à 1 GWh en général.
- Sites moyens non résidentiels : sites dont la puissance souscrite est comprise entre 36kVA et
250 kW. Leur consommation annuelle est comprise en général entre 0,15 GWh et 1 GWh.
- Petits sites non résidentiels : sites non résidentiels dont la puissance souscrite est inférieure
ou égale à 36 kVA. Leur consommation annuelle est en général inférieure à 0,15 GWh.
- Sites résidentiels : la puissance souscrite des sites résidentiels est inférieure ou égale à 36
kVA.
Liste des fournisseurs nationaux d’électricité, actifs au 30 juin 2014 (site CRE).
UNION NATIONALE DES FEDERATIONS D ’ORGANI SMES HLM
14, rue Lord Byron • 75384 Paris Cedex 08 • Tél. : 01 40 75 78 00 • Fax : 01 40 75 79 83 • www.union-habitat.org
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