ASSOCIATION TECHNIQUEENERGIE ENVIRONNEMENT

Rassembler, informer, proposer

Fin des tarifs réglementés pour les professionnelsElectricité et gaz naturel

Comprendre pour agir

Toute représentation ou reproduction intégrale ou partielle, par quelque procédé que ce soit, des pages publiées dans le présent ouvrage, faite sans l'autorisation de l'éditeur ou du Centre français d'exploitation du droit de copie (20, rue des Grands Augustins, 75006 Paris), est illicite et constitue une contrefaçon par le Code pénal. Seules sont autorisées, d'une part, les reproductions réservées à l'usage privé du copiste et non destinées à une utilisation collective, d'autre part, les analyses et courtes citations justifiées dans le caractère scientifique ou d'information de l'œuvre dans laquelle elles sont incorporées (loi du 1er juillet 1992 – art. L 122-4 et L 122-5 et Code pénal art. 425).

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L’ATEE, Association Technique Energie Environnement, rassemble tous les acteurs concernés dans leur activité professionnelle par les questions énergétiques et environnementales (petites et grandes entreprises, sociétés de service, organismes publics, collectivités territoriales, universités...). Elle compte

2000 adhérents.

Elle a un rôle d’alerte et d’information sur les dernières nouveautés techniques, sur les tendances économiques et tarifaires, ainsi que sur les évolutions réglementaires nationales ou internationales. Force de proposition reconnue, souvent consultée par les Pouvoirs publics, l’ATEE est objective et indépendante.

Quatre Clubs fonctionnent au sein de l’association : le Club Cogénération, le Club C2E, le Club Biogaz et le Club Stockage d’énergies.

Avec ses 16 antennes régionales, l’ATEE organise chaque année plus de 40 colloques, séminaires, et visites d’installations techniques dans toute la France.

L’ATEE publie ENERGIE PLUS, la revue bimensuelle de la maîtrise de l’énergie.

Contact : Julien Adam – Chargé de mission Maîtrise de l’énergie ATEE.

En savoir plus : www.atee.fr

Contributeur

Guillaume BENALI – Consultant Senior chez ECG Energie Consulting GmbH.

ECG est une société de conseil spécialisée dans l’optimisation des budgets énergies. Indépendante de tout fournisseur d’énergies et active au niveau européen, ECG est devenu le partenaire de nombreux industriels, PME/PMI et

d’institutions publiques.

Société d’expertise en achats d’énergies et spécialiste des groupements d’achats en France et en Allemagne, ECG fait profiter à ses clients (environ 2000 acteurs) de son expérience acquise en Europe et particulièrement en France. Le support d’ECG permet notamment à des consommateurs d’énergies d’optimiser leurs contrats d’approvisionnement, de sécuriser leur décision et de développer leurs compétences dans le cadre de la fin des tarifs réglementés.

En savoir plus : http://www.ecg-kehl.de

Remerciements

Pascal FLAMENT – Ingénieur Chargé de développement - Assistance Technique Electricité – APAVE Michel ROMIEU – Président UPRIGAZ et président Gaz Conseil Jacques BESNAULT – Consultant indépendant

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PROFESSIONNELS : NE RATEZ PAS L’ETAPE IMPOSEE DES OFFRES DE MARCHE !

Entreprises et collectivités sont confrontées depuis plus de sept ans à une hausse des prix de l’énergie. Elles doivent trouver des solutions pour minimiser cette augmentation, soit en baissant leurs consommations énergétiques, soit en optimisant leurs contrats de fourniture d’électricité et de gaz. Mettons à part la maîtrise de l’énergie, tout en sachant qu’elle a un potentiel très important de réduction des coûts.

Ces dernières années, pour leurs contrats de fourniture, tous les acteurs privés et publics devaient choisir entre des tarifs réglementés de vente et des offres de marché. En effet, l’ouverture des marchés de l’énergie, décidée au niveau européen à la fin des années 1990, coexiste avec le système de tarifs réglementés hérité de la France d’après-guerre. Une coexistence qui doit disparaître petit à petit au profit des offres dérégulées.

Fin 2014 et fin 2015 marqueront donc une nouvelle étape dans ce processus avec la fin des tarifs réglementés de vente d’électricité et de gaz naturel (hors résidentiel), imposant ainsi aux sites de moyenne et grande taille de passer en offre de marché pour leurs achats d’énergie.

Tous les consommateurs professionnels consommant plus de 30 MWh de gaz naturel ou ayant une puissance électrique souscrite de plus de 36 kVA sont concernés, qu’ils soient acheteurs publics ou entreprises.

D’ici le 31 décembre 2015, environ 400 000 sites consommateurs d’électricité et 170 000 sites consommateurs de gaz naturel doivent donc basculer vers une offre de marché. Les gros consommateurs de gaz naturel (plus de 200 MWh) sont concernés par la fin des tarifs réglementés dès le 31 décembre 2014. Afin d’éviter le risque d’engorgement auprès des différents fournisseurs, les professionnels doivent anticiper ce tournant dès maintenant afin d’en comprendre les enjeux et choisir une offre de fourniture correspondant au mieux à leur besoin, et au meilleur prix.

Ce guide regroupe les informations indispensables pour comprendre dans sa globalité les enjeux liés à la fin des tarifs réglementés de vente, en expliquant :

- le cadre réglementaire ;

- le calendrier et les modalités de disparition des tarifs réglementés ;

- les éléments clés pour négocier son contrat afin de souscrire à une offre de marché.

Les annexes complètent l’aspect pratique de ce guide en rassemblant les notions essentielles relatives à la compréhension des marchés de l’électricité et du gaz naturel (formations des prix, fonctionnement des marchés…).

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SOMMAIRE

OUVERTURE A LA CONCURRENCE DES MARCHES DE L’ENERGIE : DE QUOI PARLE-T-ON ? ... 5

LES GRANDES ETAPES DE L’OUVERTURE A LA CONCURRENCE ............................................................ 5 LA LOI NOME : UN ENCADREMENT SPECIFIQUE POUR L’OUVERTURE DES MARCHES DE L’ELECTRICITE ... 6 LE MARCHE DU GAZ NATUREL : UNE OUVERTURE DEJA AVANCEE GRACE A DES OFFRES ALTERNATIVES

COMPETITIVES ...................................................................................................................................... 8

TARIFS REGLEMENTES : CALENDRIER ET MODALITES DE SUPPRESSION ................................ 10

CALENDRIER DE DISPARITION DES TARIFS REGLEMENTES DE VENTES EN ELECTRICITE ET EN GAZ NATUREL 10 MODALITES DE DISPARITION DES TARIFS REGLEMENTES DE VENTE D’ELECTRICITE ............................... 11 MODALITES DE DISPARITION DES TARIFS REGLEMENTES DE VENTE DE GAZ NATUREL .............................. 12

SOUSCRIRE A UNE OFFRE DE MARCHE ............................................................................................ 14

SOUSCRIRE A UNE OFFRE DE MARCHE D’ELECTRICITE............................................................................... 14 SOUSCRIRE A UNE OFFRE DE MARCHE DE GAZ NATUREL ........................................................................... 16 AUTRES ELEMENTS DETERMINANTS D’UNE STRATEGIE D’ACHAT COMMUNES A L’ELECTRICITE ET AU GAZ NATUREL ................................................................................................................................................. 17

LISTE DES FOURNISSEURS D’ENERGIE NATIONAUX ...................................................................... 20

LES FOURNISSEURS D’ELECTRICITE NATIONAUX ACTIFS AU 2EME TRIMESTRE 2014 ............................... 20 LES FOURNISSEURS DE GAZ NATUREL NATIONAUX ACTIFS AU 2EME TRIMESTRE 2014 ............................ 21

OUVERTURE A LA CONCURRENCE DES MARCHES DE L’ENERGIE : ETAT DES LIEUX AU 2EME TRIMESTRE 2014 ...................................................................................................................... 23

ETAT DES LIEUX DE L’OUVERTURE DU MARCHE DE L’ELECTRICITE ........................................................ 23 ETAT DES LIEUX DE L’OUVERTURE DU MARCHE DU GAZ NATUREL ......................................................... 23

NOTIONS ESSENTIELLES SUR LE FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE L’ÉLECTRICITE ........... 25

MARCHE DE L’ELECTRICITE : LES PRINCIPAUX ACTEURS DE LA CHAINE DE VALEUR ............................... 25 COMPOSITION DU PRIX DE L’ELECTRICITE ........................................................................................... 27 EVOLUTION RECENTE ET PERSPECTIVE D’EVOLUTION DU PRIX DE L’ELECTRICITE .................................. 32

NOTIONS ESSENTIELLES SUR LE FONCTIONNEMENT DU MARCHE DU GAZ NATUREL ............ 34

MARCHE DU GAZ NATUREL : LES PRINCIPAUX ACTEURS DE LA CHAINE DE VALEUR ................................. 34 COMPOSITION DU PRIX DU GAZ NATUREL .............................................................................................. 35 EVOLUTION RECENTE ET PERSPECTIVE D’EVOLUTION DU PRIX DU GAZ NATUREL .................................... 39

POUR EN SAVOIR PLUS ........................................................................................................................ 41

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Marchés de l’électricité et du gaz naturel pour les professionnels

Les points clés à retenir Ouverture des marchés

L’ouverture progressive des marchés de l’électricité et du gaz naturel, étalée entre 2000 et 2007, est achevée depuis le 1er juillet 2007 pour l’ensemble des consommateurs.

La loi NOME permet d’encadrer l’ouverture des marchés de l’électricité. La loi prévoit également la fin des tarifs réglementés de l’électricité et du gaz naturel.

L’ouverture des marchés du gaz naturel n’a pas nécessité d’encadrement spécifique.

Deux types d’offres coexistent sur les marchés de détail depuis l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz naturel : les offres aux tarifs réglementés de vente (TRV) et les offres de marché.

Calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente

Electricité : Les consommateurs ayant souscrit une puissance supérieure à 36 kVA sont concernés par la fin des tarifs réglementés de vente d’électricité d’ici le 1er janvier 2016.

Gaz naturel : Les sites consommant plus de 30 MWh / an sont concernés par la fin des tarifs réglementés de vente de gaz naturel D’ici le 1er janvier 2015 pour les consommateurs consommant plus de 200 MWh D’ici le 1er janvier 2016 pour les consommateurs consommant entre 30 et 200 MWh

Etat des lieux de l’ouverture des marchés au 2ème trimestre 2014

Electricité : au second trimestre 2014, seuls 14% des sites non résidentiels sont en offre de marché. Plus de 400 000 sites devront avoir souscrit une nouvelle offre de marché avant le 1er janvier 2016

Gaz naturel : au second trimestre 2014, 52% des sites non résidentiels sur réseau de distribution est en offre de marché. Plus de 170 000 sites consommant plus de 30MWh sont concernés par la fin des tarifs réglementés d’ici le 1er janvier 2016.

Fonctionnement du marché de l’électricité

Le marché de l’électricité se découpe en quatre grands pôles : La production, le transport, la distribution et la commercialisation.

Le prix de l’électricité dépend de trois composantes : les taxes et contributions, le tarif d’acheminement et le tarif de fourniture.

La fourniture constitue la seule partie de la facture faisant l’objet d’une concurrence entre les différents fournisseurs.

L’ARENH, le marché à terme et le marché spot correspondent aux trois principales options de sourcing de l’électricité pour le consommateur.

Le prix moyen global de l’électricité pour les professionnels a augmenté de 40% entre 2006 et 2013, tendance qui devrait perdurer pendant les prochaines années.

Fonctionnement du marché du gaz naturel

Le marché du gaz naturel se découpe en cinq grands pôles : la production / négoce, le transport, le stockage, la distribution et la commercialisation.

Le prix du gaz naturel dépend de trois composantes : les taxes et contributions, le tarif d’acheminement et le tarif de fourniture.

La fourniture est la seule partie de la facture qui fait l’objet d’une concurrence entre les différents fournisseurs. Le transport, le stockage et la distribution sont des marchés régulés.

Dans le cadre d’une offre de marché, le consommateur peut faire appel au marché à terme ou au marché spot pour son sourcing de gaz naturel.

Le prix moyen du gaz naturel pour les professionnels a augmenté de 35% entre 2007 et 2013. La part des taxes et contributions va être amenée à augmenter dans un contexte de coût de fourniture stable.

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OUVERTURE A LA CONCURRENCE DES MARCHES DE L’ENERGIE : DE QUOI PARLE-T-ON ?

Les grandes étapes de l’ouverture à la concurrence

Les marchés français de l’électricité et du gaz naturel sont historiquement régulés et réglementés par l’état suite à la nationalisation des entreprises des secteurs électriques et gaziers de l’après-guerre. La fourniture d’électricité et de gaz naturel étaient alors assurée par EDF-GDF, établissement public à caractère industriel et commercial en situation de quasi-monopole. L’ensemble du marché de l’électricité et du gaz naturel, que ce soit pour les consommateurs professionnels ou domestiques, étaient alors soumis aux tarifs réglementés de vente.

Ce fonctionnement a été remis en cause par la volonté d’établir un marché intérieur européen de l’électricité et du gaz naturel dont les fondements ont été établis par les directives européennes 96/92, 98/30 puis les directives 2003/54 et 2003/55 relatives au marché intérieur de l’électricité et du gaz naturel.

La France a fait le choix d’une ouverture progressive et maîtrisée tenant compte des spécificités des marchés de l’énergie français. Le périmètre des clients éligibles à l’ouverture des marchés de l’énergie (c’est à dire pouvant librement changer de fournisseur et contractualiser des offres à un prix libre) s’est progressivement élargi entre 2000 et 2007. Depuis le 1er juillet 2007, les marchés de l’électricité et du gaz naturel sont ouverts à la concurrence pour l’ensemble des consommateurs (particuliers et professionnels).

Bien que le marché de l’énergie soit ouvert depuis 2007, la majorité des consommateurs peuvent encore bénéficier de tarifs réglementés de vente. Ainsi, depuis l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz naturel, deux types d’offres coexistent sur les marchés de détail : les offres aux tarifs réglementés de vente et les offres de marché.

Ci-dessous, les grandes étapes de l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz naturel par catégorie de consommateurs.

Grands sites industriels

Gros sites non domestiques

Tous les professionnels et collectivités

Clients domestiques

Electricité

Sites consommant plus de 16 GWh/an

soit 1300 sites : 30% du marché

(107 TWh)

Sites consommant plus de 7 GWh/an soit 3200 sites : 37% du marché

(123 TWh)

Soit 4,7 millions de sites : 70% du

marché (310 TWh)

+ 27 millions de clients

domestiques : 100% du marché

soit 450 TWh

Gaz Naturel

Sites consommant plus de 237

GWh/an soit 600 sites : 20% du

marché

Sites consommant plus de 83 GWh/an

soit 1200 sites : 37% du marché

Soit 640 000 sites : 70% du marché

+ 11 millions de clients

domestiques : 100% du marché

2000 2003 2004 2007

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La Loi NOME : un encadrement spécifique pour l’ouverture des marchés de l’électricité

L’ouverture des marchés de l’électricité, plus complexe que celui du gaz naturel, a nécessité la mise en place d’un cadre spécifique. Cette spécificité tient essentiellement du fait que la production électrique est historiquement dominée par le parc nucléaire exploité par EDF.

En effet, EDF est, et restera, un acteur dominant dans la production d’électricité en France en tant qu’exploitant du parc nucléaire historique : le parc nucléaire exploité par EDF fournit environ 75% de la production d’électricité nationale.

De plus, EDF bénéficie de coûts de production significativement inférieurs aux prix de marché grâce à son parc nucléaire historique : le coût de revient de la production nucléaire d’EDF est de 42€/MWh1 (pour comparaison, le coût de production d’une centrale Cycle Combiné Gaz (CCG) est d’environ 70€/MWh2 ).

Afin de répondre à ce contexte spécifique au marché de l’électricité français, la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité), définit un cadre permettant le développement de la concurrence dans un marché ouvert.

La mise en place de la loi NOME doit permettre, en théorie, la poursuite de trois objectifs :

1 Prix de l’ARENH 2014 2 Rapport Energie 2050

Focus : offre aux tarifs réglementés de vente et offres de marché

Les offres aux tarifs réglementés de vente

Les tarifs sont fixés conjointement par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie, sur avis de la CRE.

Seuls les fournisseurs historiques peuvent appliquer les tarifs réglementés de vente.

Les tarifs sont fonction des coûts réels supportés par les fournisseurs historiques : coût de fourniture (production ou achat de l’énergie), transport, stockage (pour le gaz naturel), distribution et coûts commerciaux.

Le code de l’énergie (article L337-6) prévoit que, « dans un délai s’achevant au plus tard le 31 décembre 2015, les tarifs réglementés de vente d’électricité sont progressivement établis en tenant compte de l’addition du prix de l’ARENH (cf « les grands principes de la loi NOME »), du coût du complément de fourniture de l’électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d’acheminement, des coûts de commercialisation ainsi qu’une rémunération normale ». C’est le principe de « l’empilement des coûts ».

Les offres de marché

Les tarifs sont fixés librement entre le fournisseur et le consommateur.

Les offres de marché sont proposées par les fournisseurs alternatifs et les fournisseurs historiques.

Seul le coût de fourniture (production ou achat de l’énergie), les coûts d’équilibrage de la fourniture et les coûts commerciaux dépendent du fournisseur choisi. Les coûts d’accès aux réseaux et les taxes sont donc identiques quel que soit le fournisseur choisi (historiques ou alternatifs).

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Permettre à l’ensemble des fournisseurs de proposer des offres compétitives grâce à l’accès d’une partie de la production du parc nucléaire historique à son prix de revient (ARENH) ;

Stimuler les innovations en termes de grille tarifaire, valorisation de l’effacement, grâce à l’ouverture à la concurrence (ouverture des marchés, fin des tarifs réglementés de vente) ;

Renforcer la sécurité d’approvisionnement en s’assurant que les fournisseurs peuvent garantir une offre suffisante en période de pointe grâce à la mise en place du « mécanisme de capacité ».

Sources : DGEC / MEDDE / CRE : bulletin bimensuel n°24 / Glossaire CRE : Loi NOME

Focus : les grands principes de la loi NOME

L’ARENH (Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique) Les fournisseurs alternatifs bénéficient d’un « Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique » (ARENH). Cet accès à la production du parc nucléaire d’EDF se limite à la consommation de base des clients des fournisseurs alternatifs. Le prix de l’ARENH est fixé à 42€/MWh depuis 2012 par arrêté ministériel. Les quantités cédées correspondent au maximum à 100TWh soit 25% de la production nucléaire historique.

Le mécanisme de capacité Chaque fournisseur doit disposer de capacités de puissance en production ou en effacement de consommation d’électricité afin de répondre aux besoins d’équilibre du réseau lors des pointes de consommation. C’est à RTE que revient la responsabilité de définir chaque année l’obligation de capacité par fournisseur. Sous forme de garanties certifiées par RTE, les capacités sont échangeables et cessibles entre les différents fournisseurs (soumis à l’obligation de capacité) et les opérateurs de capacité (production ou effacement).

Fin des tarifs réglementés de vente d’électricité pour les moyens et gros consommateurs (entreprises, collectivités, grosses copropriétés)

La loi prévoit la fin des tarifs réglementés de vente électricité « jaunes » et « verts » pour les moyens et gros consommateurs au 31 décembre 2015.

Le maintien des tarifs bleus pour les petits consommateurs Les tarifs réglementés « bleus » seront maintenus au-delà du 31 décembre 2015. Ceux-ci devront néanmoins garantir la « contestabilité » des clients au 31 décembre 2015, c’est-à-dire la possibilité pour un fournisseur alternatif de proposer à un client une offre de marché compétitive par rapport aux tarifs réglementés bleus (Cf. article L. 337-6 du code de l’énergie).

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Le marché du gaz naturel : une ouverture déjà avancée grâce à des offres alternatives compétitives

Déjà très avancée, l’ouverture du marché du gaz naturel, contrairement à celui de l’électricité, n’a pas nécessité de mise en place d’un cadre spécifique pour permettre aux fournisseurs historiques de proposer des offres compétitives. De ce fait, une large part des consommateurs encore éligibles aux tarifs réglementés de vente a déjà souscrit une offre de marché auprès des fournisseurs, qu’ils soient alternatifs ou historiques.

Depuis mi-2008, les offres de marché ont pu profiter du découplage entre les prix des bourses gazières du type NBP pour l’Angleterre (cf- illustration ci-dessous), TTF pour la Hollande ou PEG pour la France, et les prix indexés principalement à des produits pétroliers (LT Europe = contrats long terme) pour proposer des offres compétitives.

Historiquement, les approvisionnements des fournisseurs historiques européens, tel que GDF Suez dans le cadre de contrats long terme, étaient exclusivement indexés sur des produits pétroliers (du type Brent, Fuel Oil et Gas Oil) alors que le prix de marché du gaz naturel s’était très fortement décorrélé du prix du brut depuis mi-2008. Les fournisseurs historiques ont alors renégocié leurs contrats long terme et ont ramené le poids des produits pétroliers au fur et à mesure des années à environ 40% en 2014, 60% étant à présent directement lié à un indice du marché gaz naturel (TTF).

Source : DGEC / MEDDE / IFPEN / Reuter

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Ouverture progressive des marchés de l’énergie en France : les points clés à retenir

L’ouverture progressive des marchés de l’électricité et du gaz, étalée entre 2000 et 2007, est achevée depuis le 1er juillet 2007 pour l’ensemble des consommateurs.

La loi NOME permet d’encadrer l’ouverture des marchés de l’électricité.

L’ouverture des marchés du gaz n’a pas nécessité d’encadrement spécifique.

Deux types d’offres coexistent sur les marchés de détail depuis l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz : les offres aux tarifs réglementés de vente (TRV) et les offres de marché.

En savoir + sur l’ouverture des marchés :

RTE « Les règles du mécanisme de capacité »

SIA Partners « Les fondamentaux du mécanisme de capacité »

Légifrance « La loi NOME »

Ministère de l’écologie « Les étapes de l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité »

Ministère de l’écologie « L’ouverture à la concurrence des marchés de l’électricité et du gaz naturel depuis le 1er juillet 2007 »

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TARIFS REGLEMENTES : CALENDRIER ET MODALITES DE SUPPRESSION

Calendrier de disparition des tarifs réglementés de ventes en électricité et en gaz naturel

Electricité : C’est la loi NOME (article 14) qui instaure le calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente en électricité pour les moyens et gros consommateurs ayant souscrit une puissance supérieure à 36 kVA. Les petits sites non résidentiels ayant souscrit une puissance inférieure à 36 kVA peuvent conserver leur offre aux tarifs réglementés de vente en électricité au-delà du 1er janvier 2016.

Gaz naturel : C’est la loi Hamon (article 25) relative à la consommation du 17 mars 2014 qui fixe le calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente en gaz naturel pour les sites ayant une consommation supérieure à 30 MWh / an. Les sites reliés au réseau de transport sont en offre de marché depuis le 18 juin 2014. Les sites consommant moins de 30 MWh / an peuvent conserver leur offre aux tarifs réglementés de vente en gaz naturel au-delà du 1er janvier 2016.

Calendrier de disparition des tarifs réglementés de ventes en électricité et en gaz naturel selon les catégories de consommateurs non résidentiels.

Electricité

Moyens et gros consommateurs (>36 kVA) (environ 430 000

sites concernés)

Gaz Naturel

Grands sites industriels : sites reliés

sur le réseau de transport.

Gros consommateurs : sites non résidentiels

consommant plus de 200 MWh (environ 60 000

sites concernés)

Moyens consommateurs : sites

non résidentiels consommant plus de 30 MWh (environ 110 000

sites concernés)

18 juin 2014

1er

janvier 2015

1er

janvier 2016

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Modalités de disparition des tarifs réglementés de vente d’électricité

Le tableau ci-dessous correspond au barème historique des tarifs réglementés de vente électricité associés à leur date et modalités d’extinction.

Tarifs bleus Tarifs jaunes

Tarifs verts A

Tarifs verts B et C

Tension de raccordement

Clients raccordés au réseau de distribution U < 50 kV Clients raccordés au réseau de transport U > 50 kV

Puissance souscrite

P < 36 kVA 36 kVA < P < 250 kVA P > 250 kVA P>250 kVA

Type de site Petits sites Sites moyens Sites moyens et grands Grands sites

Date d’extinction

totale Non prévue 1er janvier 2016

Modalités de disparition des

tarifs réglementés

Les clients sont libres de choisir une offre aux tarifs réglementés de vente d’électricité ou une offre de marché à tout moment.

• Les clients actuellement fournis par un contrat à tarif réglementé d’électricité peuvent choisir une offre de marché à tout moment. Ils ne peuvent revenir à une offre aux tarifs réglementés de vente qu’après 1 an minimum (avant le 31/12/2015).

• Les clients actuellement fournis par une offre de marché depuis une date antérieure au 7 décembre 2010 ne peuvent plus revenir à une offre aux tarifs réglementés de vente d’électricité. Ceux bénéficiant d’une offre de marché depuis une date postérieure au 7 décembre 2010 ne peuvent revenir à une offre aux tarifs réglementés de vente qu’après 1 an minimum (avant le 31/12/2015).

Les consommateurs n’ayant pas souscrit d’offre de marché à la date d’échéance basculeront automatiquement sur une offre de marché par défaut du fournisseur historique pour une durée limitée à 6 mois.

Les consommateurs auront été avertis de cette option par leur fournisseur historique trois mois avant la date de fin des tarifs réglementés de vente. Pendant cette période également, le client pourra changer d’offre et/ou de fournisseur sans frais et sans préavis de résiliation.

A l’issue de ces 6 mois, le client devra avoir souscrit une autre offre de marché avec le fournisseur de son choix. Dans le cas contraire, la fourniture d'énergie ne sera plus assurée.

Concernant l’absence de frais :

Attention, il y a une exception sur l’absence de frais si la résiliation intervient dans le délai d'un an après une modification des puissances souscrites dans le contrat effectuée sur l'initiative du consommateur : le fournisseur historique a droit à une indemnité correspondant au montant des primes fixes dues pour l'électricité effectivement consommée. Par ailleurs, si au moment du changement de contrat, le consommateur change de puissance ou d’option tarifaire par exemple, des frais peuvent être facturés par le gestionnaire de réseau (ces frais sont prévus dans son catalogue de prestations).

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Concernant l’absence de préavis :

Il n'y a pas de préavis de résiliation à respecter même si des informations contraires sont indiquées dans les conditions générales et particulières de vente ou sur les factures. Il n'est pas non plus nécessaire d'attendre la date anniversaire ou la date d'échéance du contrat.

Il existe uniquement des délais techniques liés à la procédure de changement de fournisseur effectuée par le gestionnaire de réseau.

Actuellement, en électricité, pour une puissance souscrite supérieure à 36 kVA, les délais techniques minimum sont :

• le 1er du mois suivant (M+1) si la demande a été faite avant le 10 du mois (M), • le 1er du mois M+2 si la demande a été faite après le 10 du mois M.

La souscription d’une offre de marché entraine la résiliation automatique du contrat à tarif réglementé. Le fournisseur retenu se charge de toutes les démarches, et demande au gestionnaire de réseau de procéder au changement de fournisseur le cas échéant.

Modalités de disparition des tarifs réglementés de vente de gaz naturel

Le tableau ci-dessous correspond au barème historique des tarifs réglementés de vente gaz associés à leur date et modalités d’extinction.

Base B0 B1 B2I

B2S / B2M

TEL

Consommation annuelle

< 1MWh < 6MWh < 30MWh < 150 MWh < 3 GWh 5 à 8 GWh

Usage Cuisson Cuisson et eau chaude

Chauffage Petite chaufferie

Moyenne chaufferie et process

Grande chaufferie et process

Date d’extinction

Non prévue

• 1er janvier 2015 pour les consommateurs non domestiques consommant plus de 200 MWh

• 1er janvier 2016 pour les consommateurs non domestiques consommant plus de 30 MWh

Remarque Les clients sont libres de choisir un contrat à tarif réglementé ou une offre de marché à tout moment.

Avant la date d’extinction, les clients dont la consommation annuelle est supérieure à 30 MWh peuvent conserver leur contrat actuel, y compris si celui-ci est aux tarifs réglementés. En revanche, toute nouvelle souscription doit se faire dans le cadre d’une offre de marché.

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Les consommateurs n’ayant pas souscrit d’offre de marché à la date d’échéance basculeront automatiquement sur une offre de marché par défaut du fournisseur historique pour une durée limitée à 6 mois.

Les consommateurs auront été avertis de cette option par leur fournisseur historique trois mois avant la fin de leur contrat à tarif réglementé. Pendant cette période également, le client pourra changer d’offre et/ou de fournisseur sans frais et sans préavis de résiliation.

A l’issue de cette période de 6 mois, le client devra avoir souscrit une autre offre de marché avec le fournisseur de son choix. Dans le cas contraire, la fourniture d'énergie ne sera plus assurée.

Les acheteurs publics ne pourront pas bénéficier de ce contrat transitoire.

Concernant l’absence de frais et l’absence de préavis :

Attention, il y a une exception sur l’absence de frais : si, au moment du changement de contrat, le client souhaite modifier la fréquence de relève ou la capacité journalière d’acheminement par exemple, des frais peuvent être facturés par le gestionnaire de réseau (ces frais sont prévus dans son catalogue de prestations).

Il n'y a pas de préavis de résiliation à respecter, même si des informations contraires sont indiquées dans les conditions générales et particulières de vente ou sur les factures. Il n'est pas non plus nécessaire d'attendre la date anniversaire ou la date d'échéance du contrat.

Il existe uniquement des délais techniques liés à la procédure de changement de fournisseur effectuée par le gestionnaire de réseau. Actuellement, pour le gaz naturel, le délai technique minimum est de 4 jours, mais il est recommandé d’anticiper les échéances au vu des contraintes actuelles subies par les systèmes d’informations des gestionnaires de réseau.

La souscription d’une offre de marché entraîne la résiliation automatique du contrat régulé. Le fournisseur retenu se charge de toutes les démarches et demande au gestionnaire de réseau de procéder au changement de fournisseur le cas échéant.

Calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente : les points clés à retenir

Electricité : Les consommateurs ayant souscrit une puissance supérieure à 36 kVA sont concernés par la fin des tarifs réglementés de vente d’électricité d’ici le 1er janvier 2016.

Gaz naturel : Les sites consommant plus de 30 MWh / an sont concernés par la fin des tarifs réglementés de vente de gaz naturel

D’ici le 1er janvier 2015 pour les consommateurs consommant plus de 200 MWh

D’ici le 1er janvier 2016 pour les consommateurs consommant entre 30 et 200 MWh

En savoir +

CRE « Guide pour les consommateurs non domestiques de gaz naturel »

CRE « Guide pour les consommateurs d’électricité bénéficiant d’une puissance souscrite supérieure à 36 kVA »

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SOUSCRIRE A UNE OFFRE DE MARCHE

Souscrire à une offre de marché d’électricité

Les éléments déterminants d’une facture La structure tarifaire d’un contrat d’électricité sera à étudier au cas par cas selon la formule et le fournisseur choisi. Cependant, il est important de garder à l’esprit que toute facture d’énergie sera toujours fonction d’au moins les éléments suivants :

La puissance souscrite : la prime fixe dépend essentiellement de la puissance souscrite.

Le coût unitaire du kWh : le coût unitaire de l’énergie facturé par le fournisseur dépend :

• du sourcing de l’énergie (part d’ARENH, prix de marché) ; • de la quantité consommée : le niveau de consommation influe sur le coût d’acheminement à travers le

taux d’utilisation (consommation / puissance souscrite) et sur la marge commerciale du fournisseur ; • de la courbe de charge et de sa prévisibilité. De manière générale, une fourniture d’électricité stable

et prévisible sera moins onéreuse qu’une courbe de charge présentant des pics de consommation à une fréquence aléatoire. Le prix de l’électricité sur le marché est en effet plus faible pendant les heures dites « creuses » (Off-Peak) que pendant les heures dites « pleines » (Peak). Par ailleurs, la limitation les pics de consommations à une fréquence aléatoire et la prévisibilité d’un site permettent d’obtenir un coût d’équilibrage plus faible.

Sources : Ouverture des marchés de l’énergie – ADEME

Regrouper les informations nécessaires Afin d’obtenir des offres adaptées à ses besoins, un prérequis essentiel pour le client consiste à regrouper les informations nécessaires pour son ou ses sites de consommation afin de les transmettre aux fournisseurs consultés.

• Identification du point de consommation : point de Relève et Mesure (PRM) ou Référence Acheminement Electricité (RAE), adresse du site, SIRET du site ;

• Typologie de l’offre actuelle : puissance souscrite, typologie tarifaire (Base, HP/HC, type de tarif : vert, jaune, version tarifaire A5 LU/MU…) ;

• Historiques de consommation sur au moins une année : la courbe de charge au pas de 10 minutes pour les sites télérelevés ou les consommations mensuelles par tranche, les puissances atteintes par tranche (HP/HC/été/hiver) pour chaque mois, les dépassements de puissance pour chaque mois et par tranche tarifaire pour les sites profilés et télérelevés.

Si le consommateur ne dispose pas de l’ensemble des éléments, il peut les obtenir auprès de son fournisseur actuel ou auprès du gestionnaire de réseau de distribution (GDR).

Les coordonnées du gestionnaire de réseau sont disponibles sur son site Internet ou auprès de son fournisseur historique ou sur la liste des fournisseurs par code postal : www.energie-info.fr

Le consommateur peut également charger le fournisseur de son choix de récupérer ces informations. Pour cela, il suffit de lui donner une autorisation expresse (un e-mail suffit) pour les récupérer auprès du GRD.

Source : CRE, Guide pour les consommateurs d’électricité bénéficiant d’une puissance souscrite supérieure à 36 kVA.

Préparer son dossier de consultation et négocier Etant donnée la complexité des offres d’énergie, il est préférable de définir au préalable ses besoins et sa stratégie. Une définition claire du besoin facilitera par la suite la comparaison des différentes offres proposées par les fournisseurs consultés.

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Avant de mener une consultation, le client doit définir un certain nombre d’éléments clés en fonction de ses contraintes internes à mettre en rapport avec les contraintes du marché.

Les différentes structures de prix envisageables

Le prix fixe unique. Ce prix est appliqué sur la période de fourniture sur l’ensemble de la consommation du site. Cette structure de prix, qui a le mérite de simplifier la facturation par rapport à la structure horosaisonnière du tarif régulé, n’apporte cependant aucune incitation à consommer pendant les heures creuses et peut mener à la déformation du profil de consommation d’un site, toutes les heures étant facturées au même prix.

Les prix fixes horosaisonnalisés. Il existe plusieurs configurations pour l’horosaisonnalité comme par exemple :

• Structure 2 prix : heures creuses et heures pleines • Structure 4 prix : heures pleines hiver, heures creuses hiver, heures pleines hiver et heures creuses

été

Chaque structure de prix peut intégrer ou non des volumes ARENH selon le choix du client. Il est alors nécessaire de préciser la demande dans le cahier des charges en début de procédure.

Les prix fixes sont fixés un jour J sur base d’une offre valable au maximum quelques heures selon les conditions de marché en vigueur. Le consommateur se protège contre toute hausse de marché pendant toute la durée de son contrat mais ne pourra par contre pas bénéficier des opportunités de marché qui se présenteraient.

Les gros consommateurs (>20 GWh/an) qui considèrent que le risque de fixer le prix un jour donné s’orientent de préférence vers une formule leur permettant de fixer leur prix en plusieurs tranches et donc sur plusieurs journées traduisant potentiellement différentes situations de marché.

D’autres enfin choisissent de laisser une partie de leur fourniture indexée sur le marché spot et de ne pas fixer l’ensemble de leurs volumes sur le marché à terme.

Deux stratégies pour la part Transport / Distribution

Deux options contractuelles sont possibles pour la gestion du transport et de la distribution.

Le contrat CART (RTE) ou CARD (ERDF) permet au consommateur de régler sa facture pour la partie transport / distribution directement avec le gestionnaire de réseau. Ce fonctionnement est recommandé pour les gros consommateurs télérelevés à partir de 10 GWh/an. La partie fourniture d’électricité est négociée par ailleurs entre le fournisseur et le consommateur et fait l’objet d’une facturation à part. L’énergie consommée est alors facturée sur la base des relevés au pas 10 min effectué par le gestionnaire de réseau. Le consommateur doit alors vérifier que la/les puissance(s) souscrite(s) au contrat CART/CARD est/sont optimisée(es).

Le contrat unique permet au consommateur de gérer la partie transport / distribution par l’intermédiaire du fournisseur. Le transport / distribution et la fourniture d’électricité fait l’objet d’une unique facture adressée par le fournisseur. Ce fonctionnement est particulièrement adapté aux petits et moyens consommateurs aux tarifs bleus, jaunes, verts profilés et « petits » verts télérelevés.

Dans ce cas, la facturation se base sur les flux d’index transmis par le gestionnaire de réseau de distribution même dans le cas de sites télérelevés.

Pour plus de détails sur la formation des prix de l’électricité, se reporter au chapitre « Notions essentielles sur le fonctionnement du marché de l’Électricité »

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Souscrire à une offre de marché de gaz naturel

Etant donnée la complexité des offres d’énergie, il est préférable de définir au préalable ses besoins et sa stratégie. Une définition claire du besoin facilitera par la suite la comparaison des différentes offres proposées par les fournisseurs consultés.

Avant de mener une consultation, le client doit définir un certain nombre d’éléments clés en fonction de ses contraintes internes à mettre en rapport avec les contraintes du marché.

Les éléments déterminants d’une facture La structure tarifaire d’un contrat de gaz naturel sera à étudier au cas par cas selon la formule et le fournisseur choisi. Cependant, il est important de garder à l’esprit que toute facture d’énergie sera fonction d’au moins deux éléments déterminants :

Le coût unitaire du kWh : Le coût unitaire de l’énergie facturé par le fournisseur dépend :

• du sourcing de l’énergie (prix de marché) ; • de la quantité consommée : le niveau de consommation influe sur la prime fixe et sur la marge

commerciale du fournisseur ; • de la prévisibilité de la consommation (liée au coût d’équilibrage de la fourniture) et de la période de

consommation (été / hiver), les trimestres hiver étant plus chers sur les marchés que les trimestres d’été.

Sources : Ouverture des marchés de l’énergie – ADEME

Regrouper les informations nécessaires Afin d’obtenir des offres adaptées à ses besoins, un prérequis essentiel pour le client consiste à regrouper les informations nécessaires pour son ou ses sites de consommation afin de les transmettre aux fournisseurs consultés.

• Identification du point de consommation : Le Point de Comptage et Estimation (PCE), adresse du site ;

• Typologie de l’offre actuelle : Tarification distribution pour les sites sur le marché (T4, T3, T2…) ou typologie tarifaire (B2I, B2S, B1,…) pour les sites en tarif réglementé, la Consommation Annuelle de Référence (CAR), le code profil (P011 à P019) ;

• Historique de consommation : les consommations journalières pour les très gros consommateurs (sites T4), les consommations mensuelles ou annuelles selon les informations disponibles…

Si le consommateur ne dispose pas de l’ensemble des éléments nécessaires à la réalisation d’une offre, il peut les obtenir auprès de son fournisseur actuel ou auprès du gestionnaire de réseau de distribution (GDR).

Les coordonnées du gestionnaire de réseau sont disponibles sur son site Internet ou auprès de son fournisseur historique ou sur la liste des fournisseurs par code postal : www.energie-info.fr.

Le consommateur peut également charger le fournisseur de son choix de récupérer ces informations. Pour cela, il suffit de lui donner une autorisation expresse (un e-mail suffit) pour les récupérer auprès du GRD.

Source : CRE, Guide pour les consommateurs non domestiques de gaz naturel.

Préparer son dossier de consultation et négocier Etant donnée la complexité des offres d’énergie, il est préférable de définir au préalable ses besoins et sa stratégie. Une définition claire du besoin facilitera par la suite la comparaison des différentes offres proposées par les fournisseurs consultés.

Avant de mener une consultation, le client doit définir un certain nombre d’éléments clés en fonction de ses contraintes internes à mettre en rapport avec les contraintes du marché.

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Les différentes structures de prix envisageables

Le prix fixe unique. Ce prix est appliqué sur la période de fourniture sur l’ensemble de la consommation du site. Ce prix est fixé un jour J sur la base d’une offre valable au maximum quelques heures selon les conditions de marché en vigueur. Le consommateur se protège contre toute hausse de marché pendant toute la durée de son contrat mais ne pourra par contre pas bénéficier des opportunités de marché qui se présenteraient.

Le prix indexé sur un indice de marché du type Month Ahead ou Day Ahead. Dans ce cas, le prix facturé évolue mensuellement sur base de l’indice de référence choisi et le consommateur a l’assurance de « coller » fidèlement au marché en permanence.

Historiquement, les indexations liées à des produits pétroliers (Brent, FO ou GO) étaient fréquentes mais sont de moins en moins pratiquées depuis la décorrélation gaz/pétrole de 2009/2010.

Les gros consommateurs de gaz naturel, qui ne souhaitent pas prendre le risque de fixer le prix de l’ensemble de leurs volumes un jour donné, choisissent des formules d’indexation leur permettant de fixer des volumes en plusieurs fois afin de partager leur risque de manière optimale en combinant par exemple marchés à terme et marché Day Ahead ou Month Ahead.

Approvisionnement direct sur les PEGs. Les plus gros consommateurs professionnels (dont les consommateurs multi-sites de type SSEE : Sociétés de Services d’Efficacité Energétique) ont la possibilité de s’approvisionner directement sur les PEGs (Point d’Echange Gaz). Cette formule permet au professionnel d’acheter directement son gaz sur les places de marché (Powernext Gas) et de réceptionner ses achats sur les PEG.

Afin d’assurer l’acheminement et l’équilibrage du gaz jusqu’à son site, le professionnel a la possibilité d’agir en autonomie ou de faire appel à un prestataire (expéditeur d’équilibre). Le plus souvent, le professionnel achètera un bandeau correspondant à sa consommation de base et confiera à un fournisseur d'équilibre la responsabilité de couvrir les besoins de modulation en utilisant les obligations de stockage et en achetant des produits saisonniers pour le solde.

Pour plus de détails sur la formation des prix du gaz, se reporter au chapitre « Notions essentielles sur le fonctionnement du marché du gaz naturel ».

Autres éléments déterminants d’une stratégie d’achat commune à l’électricité et au gaz naturel

Les modalités contractuelles Ci-dessous, quelques autres éléments déterminants d’une stratégie d’achat commune aux deux énergies à définir dans le cahier des charges :

• La période d’engagement et les pénalités en cas de résiliation anticipée • Les délais de paiement • Les modalités de facturation • Le service client (interlocuteur dédié, modalité de contact, gestion des contrats multi-sites…) • Engagements de volume, définition des pénalités et consommations prévisionnelles • La possibilité de prévoir les profils de consommations et d’en informer le fournisseur

Les services complémentaires L’ouverture des marchés permet de stimuler l’innovation des fournisseurs non seulement en termes d’options tarifaires, mais également en termes de services complémentaires associés à un contrat de fourniture. Ci-dessous, quelques services complémentaires pouvant être proposés (non exhaustif) :

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La gestion des données de consommation et des facturations

• Accès aux données à plusieurs niveaux (par compte, groupe, sites) • Analyse des consommations (graphiques, benchmark des sites, courbes de charge par site) • Analyse des indicateurs basés sur un coût unitaire (par m2 de surface au sol, unité de production, heure

de fonctionnement….) • Factures multi-sites regroupées en une seule ou regroupée par type de sites • Options de pilotage du budget (suivis personnalisé sur internet des consommations)

Les services « annexes »

• Objectifs chiffrés d’économies d’énergie à la manière d’un CPE (contrat de performance énergétique) • Montage de dossiers de certificats d’économies d’énergie (CEE) • Bilan énergétique annuel incluant des conseils tarifaires, des propositions d’optimisation • Optimisation régulière des coûts d’accès au réseau pour l’électricité ou d’acheminement pour le gaz

naturel • Audits énergétiques • Bilan Carbone

Les offres de groupement Les groupements d’achats en énergies ont principalement vu le jour au Royaume-Uni et en Allemagne depuis le début de la libéralisation des marchés.

Ce modèle est adapté à tout type de consommateurs, de la PME/PMI aux industriels électro-intensifs en passant par les acteurs publics qui souhaitent augmenter leur levier de négociations envers les fournisseurs actifs sur le marché et optimiser leur position sur les marchés.

Les principaux groupements d’achats en énergies sont coordonnés par ECG en France et en Allemagne. On compte entre autres des groupements électricité et gaz naturel sur l’industrie papetière ou sur les forges et fonderies en France et plusieurs dizaines de groupements outre-rhin qui ont vu le jour au début des années 2000 suite à l’ouverte complète des marchés.

Ce modèle se développe fortement en France en vue de la disparition des tarifs réglementés et du nombre de petits/moyens consommateurs qui considèrent, à juste titre, n’avoir que peu de poids et de leviers de négociations face aux fournisseurs d’énergies parmi les 200.000 sociétés qui doivent mettre en place un contrat d’électricité d’ici fin 2015 pour l’ensemble de leurs sites de consommation.

Les avantages à se regrouper pour acheter de l’électricité ou du gaz naturel sont de différents types :

• la réduction de la marge commerciale des fournisseurs (principalement sur les petits et moyens consommateurs) ;

• la réduction du coût de l’équilibrage (principalement en électricité pour les sites télérelevés) de par la mutualisation/foisonnement des courbes de charges et la réduction du risque de déséquilibre pour les fournisseurs) ;

• l’intégration d’un groupe de travail énergies animé par le coordinateur du groupement (en général un expert en achat d’énergies comme ECG par exemple) permettant des échanges réguliers sur l’ensemble des sujets liés à l’énergie (y compris accès au réseau et taxes) ;

• le cas échéant, la mutualisation des engagements de consommation permettant de réduire fortement le risque de non-respect des engagements individuels propre à chaque membre.

Un groupement d’achat, à condition qu’il soit coordonné de manière optimale, permet :

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• la signature concomitante (le même jour) des offres individuelles des membres du groupement avec un même fournisseur pour obtenir un poids non négligeable sur les négociations ;

• l’application de stratégies d’achat individuelles propres à chaque membre du groupement et notamment l’application de prix spécifiques à chaque membre sur base de son profil de consommation (chaque membre a le prix qu’il mérite et chaque membre profite de l’effet groupement) ;

• la signature de contrats de fourniture individuels propre à chaque membre du groupement sans aucune solidarité entre les différents membres ;

• la confidentialité entre les membres (certains groupements réunissent parfois des sociétés concurrentes).

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LISTE DES FOURNISSEURS D’ENERGIE NATIONAUX

Les tableaux ci-dessous synthétisent les fournisseurs nationaux (couvrant la totalité du territoire) enregistrés sur le site énergie-info et actifs au 30 juin 2014. Se rajoutent aux fournisseurs nationaux, les fournisseurs ne couvrant pas l’intégralité du territoire, dont les ELD (entreprises locales de distribution).

Les fournisseurs d’électricité nationaux actifs au 2ème trimestre 2014

Ci-dessous, l’ensemble des fournisseurs nationaux enregistrés sur le site énergie-info et actifs au premier trimestre 2014 :

Fournisseurs historiques d’électricité

Grands sites non

résidentiels

Sites moyens non résidentiels

Petits sites non résidentiels

EDF • • •

Fournisseurs alternatifs d’électricité

Grands sites non

résidentiels

Sites moyens non résidentiels

Petits sites non résidentiels

Alpiq • •

Alterna • • • Axpo •

Direct Energie • • • E.ON Energie • •

Enel • •

Enercoop • • • Energem • • • Enovos •

GDF Suez • • • GEG Source d’Energies

• • •

Iberdrola • • • Lampiris •

Lucia • • • Planète UI • Proxelia • • •

Vattenfall • • Source : CRE, observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel, 2ème trimestre 2014

Se rajoutent aux fournisseurs mentionnés ci-dessus, environ 160 fournisseurs non nationaux actifs sur le territoire, y compris les ELD (entreprises locales de distribution).

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Les fournisseurs de gaz naturel nationaux actifs au 2ème trimestre 2014

Ci-dessous, l’ensemble des fournisseurs nationaux enregistrés sur le site énergie-info et actifs au premier trimestre 2014 :

Fournisseurs historiques de gaz naturel

Sites non résidentiels

sur réseau de transport

Sites non résidentiels sur

réseau de distribution

Gaz de Bordeaux • • GDF Suez • •

Total Energie Gaz • •

Fournisseurs alternatifs de gaz naturel

Sites non résidentiels

sur réseau de transport

Sites non résidentiels sur

réseau de distribution

Alpiq •

Alterna • Antargaz •

Direct Energie • • E.ON • • EDF • •

Endesa Energia • • Eni • •

Enovos • • Gas Natural Fenosa • •

Gaz Européen • • Gazprom Energy • •

GEG Sources d’énergies • Iberdrola • • Lampiris •

Sélia • Vattenfall •

VNG France SAS • • Source : CRE, observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel, 2ème trimestre 2014

Se rajoutent aux fournisseurs mentionnés ci-dessus, environ 50 fournisseurs non nationaux actifs sur le territoire dont 22 ELD (entreprises locales de distribution).

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Annexes

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OUVERTURE A LA CONCURRENCE DES MARCHES DE L’ENERGIE : ETAT DES LIEUX AU 2EME TRIMESTRE 2014

Etat des lieux de l’ouverture du marché de l’électricité

Au second trimestre 2014, une large majorité de professionnels a conservé les tarifs réglementés de vente de l’électricité : 86% des sites non résidentiels représentant 58% des consommations non résidentielles sont encore aux tarifs réglementés de vente.

En tenant compte du calendrier de fin des tarifs réglementés de vente, environ 30 000 grands sites industriels et 400 000 sites moyens devront avoir souscrit une offre de marché pour leur fourniture d’électricité d’ici fin 2015. Cela représente environ 200 000 sociétés ou acteurs publics qui doivent basculer vers le marché courant 2015, d’où la nécessité d’anticipation.

Parmi les petits sites non résidentiels (tarifs bleus), seuls 15% des 5,5 millions de sites sont passés en offre de marché, 85% restant en offre aux tarifs réglementés de vente pourront cependant conserver leur offre aux tarifs réglementés de vente au-delà de 2016.

Répartition des sites par type d’offre – juin 2014

Répartition des consommations par type

d’offre – juin 2014

Sources : CRE, observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel, 2ème trimestre 2014 / CRE, Décryptage numéro 41 – Fin des tarifs réglementés pour les professionnels : consommateurs, anticipez !

Etat des lieux de l’ouverture du marché du Gaz naturel

Au second trimestre 2014, un peu moins de la moitié des professionnels sur le réseau de distribution ont conservé une offre au tarif réglementé : 48% des sites représentant 33% des consommations des sites non résidentiels.

Ceci ne concerne pas les grands sites industriels directement reliés au réseau de transport pour qui la fin des tarifs réglementés de vente est déjà effective depuis le 18 juin 2014.

En tenant compte du calendrier de fin des tarifs réglementés de vente, 60 000 sites consommant plus de 200 MWh devront avoir souscrit une offre de marché d’ici entre mi-2014, et fin 2014 et 110 000 sites consommant plus de 30 MWh devront avoir souscrit une offre de marché entre mi-2014 et fin 2015.

Les 500 000 petits sites non résidentiels pourront conserver leur offre aux tarifs réglementés de vente au-delà du 31 décembre 2015.

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Répartition des sites par type d’offre – juin

2014

Répartition des consommations par type

d’offre – juin 2014

Sources : CRE, observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel, 2ème trimestre 2014 / CRE, Décryptage numéro 41 – Fin des tarifs réglementés pour les professionnels : consommateurs, anticipez !

Etat des lieux de l’ouverture des marchés : les points clés à retenir :

Electricité : 14% des sites non résidentiels (représentant 42% des consommations des sites non résidentiels) est en offre de marché.

Electricité : environ 450 000 sites devront avoir souscrit une nouvelle offre de marché avant le 1er janvier 2016.

Gaz naturel : environ 52% des sites non résidentiels sur réseau de distribution (représentant 70% des consommations des sites non résidentiels sur réseau de distribution) est en offre de marché.

Gaz naturel : environ 170 000 sites consommant plus de 30MWh sont concernés par la fin des tarifs réglementés d’ici le 1er janvier 2016.

En savoir + sur l’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie

CRE « Marchés de détail : Observatoire des marchés de l’électricité et du gaz naturel, 2ème trimestre 2014 »

CRE « Décryptage numéro 41 – Fin des tarifs réglementés de vente pour les professionnels »

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NOTIONS ESSENTIELLES SUR LE FONCTIONNEMENT DU MARCHE DE L’ÉLECTRICITE

Marché de l’électricité : les principaux acteurs de la chaine de valeur

Le marché de l’électricité se structure en quatre grands pôles : la production, le transport, la distribution et la commercialisation.

Rôles Le marché Les acteurs

Producteurs

Les producteurs d’électricité :

- détiennent les moyens de production ;

- négocient et vendent leur production ;

- sont en concurrence ;

Dérégulé, ouverte à la concurrence

Principaux acteurs :

- EDF, GDF Suez, E.ON. Tous les 3 représentent plus de 90% de la production française.

+ les fournisseurs alternatifs ayant développé des capacités de production et de nombreux petits producteurs (particuliers, entreprises…)

Le réseau de transport

Le transport consiste à acheminer l’électricité sur les grands axes du réseau électrique (les « autoroutes » de l’électricité) jusqu’au lieu de distribution et à contrôler l’équilibre global du système électrique.

Régulé, monopole national

Un acteur : Réseau de Transport d’Electricité (RTE)

Le réseau de distribution

La distribution consiste à distribuer jusqu’aux clients finals l’électricité acheminée grâce aux grandes lignes du réseau de transport.

Régulé, monopole par

zone géographique

Un acteur principal : ERDF (95% de l’électricité distribuée) + environ 170 entreprises locales de distribution (ELD) assurant l’alimentation électrique de 2500 communes

Les fournisseurs

La fourniture consiste à vendre aux consommateurs finaux. L’activité se situe à l’interface des distributeurs et des clients finaux.

Dérégulé, ouverte à la concurrence

Environ 20 fournisseurs nationaux et plus de 160 fournisseurs non nationaux actifs sur le territoire en 2014.

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En plus de ces quatre grands pôles, il est également possible de distinguer des activités purement financières telles que le courtage et le négoce sur le marché de gré à gré ou la bourse de l’électricité.

Ci-dessous, la schématisation des différents flux sur le marché de l’électricité :

La commercialisation (1) de l’électricité consiste à vendre au détail de l’électricité achetée en gros (2) (3).

Les différents acteurs peuvent échanger des « blocs » d’électricité (4) en gré à gré (5) ou sur la bourse de l’électricité (6) (EEX).

Ces lieux d’échanges sont utilisés par des intermédiaires, les commercialisateurs (2) ou les clients finals eux-mêmes (5) + (7).

La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) veille au bon fonctionnement des marchés de l’énergie (électricité et gaz) et à la régulation des réseaux.

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Composition du prix de l’électricité

Les trois composantes du prix de l’électricité

Les taxes et contributions : L’électricité est soumise à 3 taxes en dehors de la TVA, dont la CSPE permettant notamment le financement des énergies renouvelables (photovoltaïque, éolien principalement).

Le tarif d'acheminement : il permet de couvrir les coûts d’utilisation des réseaux (transport et distribution). Le tarif de fourniture : il permet de couvrir les coûts de production et / ou d’achat d’électricité par les fournisseurs ainsi que leurs coûts de commercialisation.

Les taxes et contributions

La Contribution aux charges de Service Public de l’Electricité (CSPE)

Cette contribution sert notamment à financer :

• les surcoûts de production d’électricité dans les îles (Corse, départements d'outre-mer, Mayotte, Saint-Pierre et Miquelon, îles bretonnes),

• les politiques de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération,

• le tarif social, en faveur des clients démunis, • la moitié du budget du médiateur national de l’énergie.

Le montant, en croissance depuis sa création, est fixé depuis le 1er janvier 2014 à 16,5 € / MWh consommé. Il existe des cas d’exonération et des plafonnements de la contribution.

Les Taxes sur la Consommation Finale de l’Electricité (TCFE)

Pour les sites dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 250 kVA, les TCFE sont définies par chaque commune et chaque département. Elles dépendent de la puissance souscrite et d’un coefficient multiplicateur fixé et voté avant le 1er octobre de chaque année par les conseils municipaux et généraux pour l’année suivante. En 2014, le montant des TCFE est plafonné à 9,5 €/MWh pour les sites dont la puissance souscrite est

Exemple de composition du prix de l’électricité pour un industriel de type IB

hors TVA au 30 juin 2014 (source CRE)

IB : client industriel consommateur entre 20 et 50 MWh

Part des taxes et contributions (hors TVA) aux tarifs réglementés de vente

au 30 juin 2014 (source CRE)

IB : client industriel consommation entre 20- 500 MWh

IE : client industriel consommation entre 20 et 70 GWh

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inférieure ou égale à 36 kVA. Pour les sites dont la puissance souscrite dépasse 250 kVA, les TCFE sont fixées à 0,05 centimes d’euros par kWh.

La Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA)

Elle permet de financer les droits spécifiques relatifs à l’assurance vieillesse des personnels relevant du régime des industries électriques et gazières. Le montant de la CTA est égal à 27,04% de la partie fixe du tarif d’acheminement appliqué par les gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité ; il dépend du tarif d’acheminement choisi par le fournisseur pour son contrat.

Le tarif d’utilisation des réseaux

Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) rémunère les gestionnaires de réseaux publics pour compenser les charges qu’ils engagent pour le développement, l’exploitation et l’entretien des réseaux.

Le coût de l’utilisation du réseau est facturé au fournisseur par le gestionnaire de réseau auquel est raccordé le consommateur.

Les versions tarifaires sont identiques sur l’ensemble du territoire national, (principe de « péréquation tarifaire ») et indépendant de la distance parcourue par l’énergie entre le producteur et le consommateur (principe du « timbre-poste »). Les versions tarifaires dépendent de la puissance souscrite, de la quantité d’énergie soutirée et peuvent dépendre du moment auquel celle-ci est consommée (horo-saisonnalité).

Enfin, les tarifs d’utilisation des réseaux sont régulés, fixés par décision ministérielle sur proposition de la CRE et indépendants du fournisseur mais dépendant de la catégorie de client.

Le tarif de fourniture

Ce poste correspond à la couverture des coûts d’approvisionnements en électricité et à la gestion commerciale des fournisseurs.

C’est la seule partie de la facture qui fait l’objet d’une concurrence entre les différents fournisseurs.

Dans le cadre des tarifs réglementés de vente, le tarif de fourniture doit permettre de couvrir les coûts de production et les coûts commerciaux du fournisseur historique. Il dépend de la catégorie de client.

Dans le cadre d’un prix de marché, le prix de fourniture est fixé librement, et dépend à la fois du fournisseur et de la catégorie de client.

Sources : CRE, energie-info.fr, ERDF

Part des tarifs d’utilisation des réseaux aux tarifs réglementés de vente au 30 juin 2014 (source CRE)

IB : client industriel consommation entre 20- 500 MWh

IE : client industriel consommation entre 20 et 70 GWh

Part de la fourniture aux tarifs réglementés de vente au 30 juin 2014

(source CRE)

IB : client industriel consommation entre 20- 500 MWh

IE : client industriel consommation entre 20 et 70 GWh

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• L’ARENH (Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique

L’ARENH permet un accès à l’énergie nucléaire historique produite par EDF aux fournisseurs alternatifs. Initialement fixé à 40€/MWh, son prix est fixé par le gouvernement, il s’élève aujourd’hui à 42€/MWh depuis le 1er janvier 2012.

Le volume alloué aux fournisseurs alternatifs (exprimé en MW) dépend essentiellement de la puissance moyenne sur les heures de basse consommation (heures creuses ARENH) de ses clients. L’ARENH peut donc correspondre à une fraction du cout de fourniture, sachant que le recourt à cette dernière n’est pas obligatoire (le recourt au marché est également possible, même pour la consommation de base en heure creuse).

Ainsi, les fournisseurs alternatifs sont en mesure de proposer des offres plus avantageuses aux sites présentant une consommation régulière et importante durant les « heures creuses ARENH » (en 2014 : mois de juillet – août, samedi et jours fériés et entre 1h et 7h du matin de mars à juin et de septembre à novembre)

Selon le profil de consommation, le prix ARENH peut représenter 40 à 90% du prix de fourniture. Le complément de la fourniture se compose de la « dentelle », c’est-à-dire la semi base, la pointe et l’extrême pointe, dont les prix sont calculés à partir des prix de marché.

Selon le niveau de ces prix de marché, il est plus ou moins intéressant et censé d’opter pour des volumes ARENH pour une année de fourniture civile N. L’ARENH étant un droit et non une obligation, chaque consommateur peut demander tout ou uniquement une partie de ses droits ARENH, voire même renoncer complétement à l’ARENH. Lorsque les prix du Baseload Calendaire (cf- ci-dessous) évoluaient entre 50 et 60 €/MWh la question ne se posait pas. Depuis que le marché évolue autour des 42 €/MWh (courant 2013 et depuis le printemps 2014 de nouveau), un certain nombre de consommateurs ont remis en question l’intérêt d’intégrer l’ARENH dans leur fourniture. La législation actuelle donne peu de visibilité et de certitude sur le prix de l’ARENH alors qu’un prix de marché assure une fixation définitive du prix de fourniture.

• Les indices de référence des prix de marché de l’électricité : BASELOAD et PEAKLOAD

Seule une fraction du prix de fourniture est basée sur le prix de l’ARENH (correspondant à la consommation du site durant les heures ARENH). Le complément de fourniture se base donc sur les indices de référence du marché de l’électricité.

Par ailleurs, les consommateurs peuvent aussi faire le choix d’un sourcing marché plus conséquent afin de substituer l’ARENH dont l’intérêt a pu être fortement remis en question ces derniers mois.

On distingue 2 types de marché :

1. Le marché à terme (produits futures avec fixation d’un prix pour une échéance plus ou moins lointaine).

Ce marché est principalement constitué de 2 produits standards :

Le BASELOAD (ruban) : Ce produit côté sur la bourse EEX correspond à une fourniture continue pour couvrir les besoins de base sur la période de fourniture coté sur le marché (on trouve différentes échéances de produit calendaire soit 8760h/an, ou de produits trimestriels voire mensuels).

Voici par exemple l’évolution du produit calendaire du Baseload sur les échéances 2015, 2016 et 2017 en comparaison avec le niveau actuel de l’ARENH :

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Evolution du produit calendaire du Baseload sur les échéances 2015, 2016 et 2017 en comparaison avec le

niveau actuel de l’ARENH

Le PEAKLOAD (pointe) : Egalement côté sur la bourse EEX, ce produit correspond à une fourniture discontinue (8h – 20h en semaine) pour couvrir les besoins en heures de pointe (on parle là aussi de produit calendaire soit 3120h/an ou de produits trimestriels voire mensuels).

Ci-dessous l’évolution du produit calendaire Peakload sur les échéances 2014, 2015, 2016 et 2017 :

Evolution du produit calendaire Peakload sur les échéances 2014, 2015, 2016 et 2017

2. Le marché spot (DAY-AHEAD = marché spot horaire pour le jour suivant).

Ce produit est coté sur la bourse spot européenne EPEX et concerne principalement les sites télérelevés qui choisissent de laisser toute ou une partie de leur fourniture indexée sur le « vrai » marché de l’électricité directement en liaison sur la relation offre/demande au jour le jour avec une publication de prix horaires. Certains consommateurs ont pris le risque du marché spot sur 2014, son prix ayant fortement chuté courant 2013. Ce marché est par contre très volatile et peut atteindre des sommets (jusqu’à 2.000 €/MWh !!!) lors des pics de froid en France. Ce marché est par ailleurs utilisé par les fournisseurs pour ajuster les besoins de leurs clients au jour le jour.

Date: 05.10.2014 Settlement date : 01.10.2014 Baseload 2015: 43,37 €/MWhBaseload 2016: 42,75 €/MWhBaseload 2017: 42,40 €/MWh

40,0

40,5

41,0

41,5

42,0

42,5

43,0

43,5

44,0

44,5

45,0

[EUR

/MW

h]

2015 2016 2017 ARENH

Date: 05.10.2014 Settlement date : 01.10.2014 Peakload 2015: 52,90 €/MWhPeakload 2016: 52,18 €/MWhPeakload 2017: 51,75 €/MWh

50

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13

01.0

2.20

13

01.0

3.20

13

01.0

4.20

13

01.0

5.20

13

01.0

6.20

13

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7.20

13

01.0

8.20

13

01.0

9.20

13

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0.20

13

01.1

1.20

13

01.1

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13

01.0

1.20

14

01.0

2.20

14

01.0

3.20

14

01.0

4.20

14

01.0

5.20

14

01.0

6.20

14

01.0

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14

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14

01.0

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14

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0.20

14

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1.20

14

01.1

2.20

14

[EUR

/MW

h]

2014 2015 2016 2017

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Voici l’évolution du marché spot depuis début 2012 sachant que les cas extrêmes ont été masqués. En moyenne arithmétique, le marché spot a évolué à ~ 46 €/MWh en 2012, ~ 42 €/MWh et devrait aboutir aux alentours de 36-37 €/MWh en moyenne en 2014, soit environ 5-6 €/MWh en deçà du niveau de l’ARENH.

Marché spot depuis début 2012

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Evolution récente et perspective d’évolution du prix de l’électricité

Ci-dessous, l’évolution récente du prix de l’électricité moyen pour les sites non résidentiels : +40% entre 2006 et 2013 :

La hausse du prix de l’électricité entre 2007 et 2013 est liée à une hausse combinée (mais pas forcément concomitante) de chacune de ses 3 composantes :

• Taxes et contributions : hausse de la CSPE (4,5€/MWh en 2007 16,5€/MWh en 2014) • Tarifs d’acheminement et de fourniture (hausse du TURPE) • Tarifs de fourniture : évolution des prix de marché EEX ou EPEX ; ces prix ont augmenté de manière

significative jusqu’à 2008 mais sont à la baisse depuis le printemps 2011.

En termes de perspective d’évolution du prix de l’électricité à court terme, la tendance s’oriente clairement à la hausse selon la commission d’enquête sur le coût réel de l’électricité (Sénat).

Le financement du développement des filières de production d’électricité renouvelable au moyen de la CSPE implique mécaniquement une hausse de la part des taxes et contribution. Selon la Cour des Comptes, la contribution devrait s’élever à au moins 21€/MWh en 2020.

Des coûts réseaux croissants : Le maintien du réseau actuel à niveau, le développement des interconnexions européennes (afin de renforcer la sécurité de l’alimentation, optimiser la gestion de l’intermittence des ENR, modération des prix de marché français), le raccordement de la production ENR et le développement des nouveaux usages induisent une hausse des charges de RTE et ERDF : les investissements de RTE et ERDF ont déjà triplé entre 2004 et 2014.

Des coûts nucléaires en hausse durable : Le lancement d’un programme de maintenance sur le parc nucléaire estimé à 50 Md€ intégrant les coûts des travaux de sûreté post-Fukushima induit une hausse des coûts de production pour tous les fournisseurs à travers l’ARENH (l’ARENH est passé de 40 à 42€/MWh depuis le 1er janvier 2012 pour en tenir compte). De plus, le coût de l’EPR est estimé par la Cour des Comptes dans une fourchette de 70 à 90 € / MWh pour le coût de production seul.

Source : Sénat – Commission d’enquête sur le coût réel de l’électricité afin d’en déterminer l’imputation aux différents agents économiques.

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« Cela dit, la France n’est pas une île électrique contrairement au Royaume-Uni et à l’Espagne et fait partie d’un réseau interconnecté en Europe de l’Ouest. Les prix de marché en France sont donc d’une certaine manière corrélés avec ceux des pays voisins malgré le fait que les parcs de production sont historiquement différents. Le « vrai marché » en France, le marché spot, est très proche du marché majeur européen, le marché allemand, alors que l’Allemagne produit actuellement la grande majorité de son énergie électrique sur base de charbon et d’énergies renouvelables (éolien et solaire majoritairement). Le marché à terme lui semble se maintenir au niveau de l’ARENH de manière plutôt étonnante.

Le marché à terme devrait se caler sur l’évolution de l’ARENH dans les années à venir (soit entre 42 et 50 €/MWh alors que le marché à terme allemand devrait continuer à évoluer entre 35 et 40 €/MWh). Cela dit, le marché spot en France devrait lui suivre l’évolution du marché allemand entre 36 et 42 €/MWh en moyenne sauf si pointes de froid importantes (le marché spot français est fortement thermosensible, chauffage électrique oblige, la consommation résidentielle – tertiaire représente environ 2/3 de la consommation nationale !)

Source : Commentaires Guillaume Benali, ECG

Fonctionnement du marché de l’électricité : Les points clés à retenir

Le marché de l’électricité se découpe en quatre grands pôles : La production, le transport, la distribution et la commercialisation.

Le prix de l’électricité dépend de trois composantes : les taxes et contributions, le tarif d’acheminement et le tarif de fourniture.

La fourniture constitue la seule partie de la facture faisant l’objet d’une concurrence entre les différents fournisseurs. C’est l’optimisation des coûts d’équilibrage et de commercialisation qui permet aux fournisseurs de différencier le niveau de prix de leurs offres sachant que les prix de marché jouent un rôle prépondérant.

L’ARENH, le marché à terme et le marché spot correspondent aux trois principales options de sourcing de l’électricité pour le consommateur.

Le prix moyen global de l’électricité pour les professionnels a augmenté de 40% entre 2006 et 2013, tendance qui devrait perdurer pendant les prochaines années.

En savoir + sur le fonctionnement du marché de l’électricité

Ministère de l’écologie «La structure et le fonctionnement du marché de l’électricité en France»

RTE « Nos missions »

ERDF « Profil »

CRE « Observatoire et indicateurs des marchés »

Sénat « Commission d’enquête sur le coût réel de l’électricité »

Cour des Comptes « Le coût de production de l’électricité nucléaire »

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NOTIONS ESSENTIELLES SUR LE FONCTIONNEMENT DU MARCHE DU GAZ NATUREL

Marché du gaz naturel : les principaux acteurs de la chaine de valeur

Le marché du gaz naturel se découpe en 5 grands pôles : la production, le transport, le stockage, la distribution et la commercialisation.

Rôles Le marché Les acteurs

Producteurs et négociants

Extracteur de gaz naturel et acheminement jusqu’en France par gazoducs ou méthaniers.

Marché ouvert

Entreprises productrices, Etats et négociants divers. La production française équivaut à 0,7% de la consommation en 2013.

Les réseaux de transport

Le gaz importé par gazoduc ou méthanier est transporté sous haute pression jusqu’aux distributions publiques et aux plus gros consommateurs industriels.

Marché régulé, monopole par

zone géographique

Deux acteurs : TIGF et GRTGaz (filiale GDF Suez).

Stockage

Les stockages souterrains permettent de faire face à la saisonnalité de la demande de gaz naturel, assurer la sécurité d’approvisionnement et permettre une meilleure gestion du réseau de transport en favorisant l’équilibre du système de transport.

Marché ouvert 2 acteurs : TIGF et Storengy (filiale GDF-Suez)

Réseaux de distribution

La desserte du gaz en aval du réseau de transport jusqu’aux consommateurs s’effectue par des réseaux de distribution basse pression.

Marché régulé, monopole par

zone géographique

Un acteur principal : GRDF (95% du gaz distribué) + environ 30 entreprises locales de distribution (ELD) ou sociétés privées agréées par les pouvoirs publics

Les fournisseurs

La commercialisation est l’activité de vente d’électricité aux consommateurs finals, qui se situe à l’interface entre les distributeurs et les clients finaux.

Marché ouvert

Environ 20 fournisseurs nationaux et plus de 50 fournisseurs non nationaux actifs sur le territoire en 2014 dont 22 ELD (entreprise locales de distribution).

Afin de bien appréhender le fonctionnement du marché, il convient de bien distinguer les flux physiques d’une part, et les flux financiers d’autre part.

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Aux 5 grands pôles du marché du gaz naturel se rajoutent des activités purement financières telles que le courtage et le négoce sur le marché de gré à gré ou sur le marché Spot.

Ci-dessous, la schématisation des différents flux sur le marché du gaz naturel :

La commercialisation (1) consiste à vendre au détail du gaz acheté sur le marché de gros (bourse de l’énergie, trader) (2) ou sur la base de contrats long terme avec des producteurs (3).

Les très gros consommateurs peuvent agir directement en tant qu’acteurs sur les marchés de gros sans passer par un fournisseur d’énergie.

Composition du prix du gaz naturel

Le prix du gaz naturel dépend de trois composantes

Les taxes et contributions : au nombre de 4 hors TVA ;

Le tarif d'acheminement (réseaux) : il permet de couvrir les coûts d’utilisation des réseaux (transport et distribution) et du stockage du gaz naturel ;

Le tarif de fourniture : il permet de couvrir les coûts d’approvisionnement en gaz naturel par les fournisseurs ainsi que leurs coûts de commercialisation.

Les taxes et contributions

La Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) : cette contribution permet de financer les droits spécifiques relatifs à l’assurance vieillesse des personnels relevant du régime des industries électriques et gazières. La contribution représente un pourcentage de la part fixe d’acheminement (4,71% pour le transport et 20,8% pour la distribution au 01/05/2013).

Contribution au Tarif Spécial de Solidarité Gaz (CTSSG) : la contribution permet de financer le tarif gaz spécial en faveur des clients démunis et la moitié du budget du médiateur national (0,2€/MWh en 2014).

Composition du prix du gaz pour un consommateur moyen sur le réseau de

distribution (hors TVA)

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Contribution biométhane : La contribution permet de financer l’achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel. (0,0072€/MWh en 2014).

Taxe intérieure sur la Consommation de Gaz Naturel (TICGN) : taxe perçue pour le compte des douanes. Intègre une composante carbone (contribution climat énergie) (1,27€/MWh au 1er avril 2014).

Le tarif d’acheminement

Le tarif d’acheminement couvre :

• les coûts de développement et d’entretien des réseaux de transport sous forme d’abonnement en fonction des souscriptions journalières;

• les coûts de développement et d’entretien des réseaux de distribution, composés d’un terme mensuel (abonnement) et d’un terme proportionnel à la consommation ;

• les coûts de stockage.

Le tarif d’acheminement des réseaux sont :

• régulés, fixés par décision ministérielle sur proposition de la CRE ; • indépendants du fournisseur mais dépendant de la catégorie de client (consommation et usage).

ATTENTION : certains fournisseurs ont parfois tendance à ne pas appliquer fidèlement les coûts d’acheminement et à rendre leurs offres peu transparentes. En théorie, tous les fournisseurs devrait appliquer le même terme fixe en €/an et le même terme variable en €/MWh pour un point de comptage donné.

Le tarif de fourniture

Le prix de la fourniture permet au fournisseur de couvrir les coûts de ses approvisionnements (sous forme de contrat long terme ou d’achat sur les marchés de gros), les coûts d’équilibrage de la fourniture et les coûts de gestion commerciale.

C’est la seule partie de la facture qui fait l’objet d’une concurrence entre les différents fournisseurs, c'est-à-dire qu’elle peut différer d’un fournisseur à l’autre.

Dans le cadre d’un tarif réglementé de vente, le tarif de fourniture doit permettre de couvrir les coûts d’approvisionnement et les coûts commerciaux du fournisseur historique. Il dépend de la catégorie de client.

Dans le cadre d’un prix de marché, le prix de fourniture est fixé librement sur base des prix de marché à un instant « t » et dépend à la fois du fournisseur et de la catégorie de client.

Les prix des marchés de gros utilisés par les fournisseurs en France sont les prix au PEG (Point d’Echange Gaz). Ces prix sont publiés sur Powernext.

De manière similaire à l’électricité, il existe 2 types de marché :

1. Le marché à terme (produits futures = fixations d’un prix pour une échéance plus ou moins lointaine)

Le marché à terme se réfère à des produits calendaires, saisonniers (Winter/Summer), trimestrielles (Q1, Q2, Q3, Q4) et mensuelles (Nov 14, Dec 14, …) :

Les fournisseurs se basent sur ces niveaux de prix pour proposer des prix fixes dans leurs offres.

Les fournisseurs utilisent fréquemment l’indice du mois suivant (Month Ahead) pour l’indexation des contrats de fourniture).

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Voici par exemple l’évolution des produits calendaires sur le PEG Nord :

Evolution des produits calendaires sur le PEG Nord, c’est-à-dire à un instant t pour l’année calendaire suivante (Year Ahead)

2. Le marché spot (DAY-AHEAD = marché spot horaire pour le jour suivant).

C’est le marché spot (PEG Nord Day Ahead) sur Powernext qui publie un prix du gaz au jour le jour selon la situation quotidienne d’offre et de demande en Europe. Il existe deux prix spot en France :

PEG Nord Day Ahead

PEG Sud Day Ahead : le prix du marché spot dans le Sud de la France connait des prix plus élevés que le PEG Nord en raison d’une congestion des capacités de transit du Nord vers le Sud. Un site dans la Zone Sud paiera son gaz plus cher que dans la zone Nord.

Voici l’évolution des prix spot du gaz naturel en France dans la zone sud et la zone Nord ces dernières années :

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Evolution des prix spot du gaz naturel en France dans la zone sud et la zone Nord

De manière générale, le marché PEG Nord est fortement corrélé au marché néerlandais (TTF) lui-même fortement corrélé au marché anglais (NBP) par le biais du gazoduc Interconnector qui relie le continent au Royaume-Uni. C’est bien le marché britannique, gros producteur de gaz, qui domine en terme de volume et de liquidité de marché et qui donne la « direction » au quotidien, la France, qui importe plus de 99% de son gaz naturel.

Focus : les PEG (points d’échange gaz)

Les PEG (Points d’Echanges Gaz) sont des points virtuels du réseau de transport de gaz français.

Il existe un PEG dans chacune des zones d’équilibrage du réseau français : le PEG Nord et le PEG Sud situés sur le réseau de transport de GRTgaz et le PEG Sud-Ouest situé sur le réseau de transport de TIGF.

Ils permettent de formaliser les échanges bilatéraux, de gré à gré (over-the-counter), ou de réceptionner les achats réalisés sur la bourse Powernext Gas.

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Evolution récente et perspective d’évolution du prix du gaz naturel

Ci-dessous, l’évolution récente du prix du gaz pour les sites non résidentiels : +35% entre 2007 et 2013 :

La hausse du coût de la fourniture en tarif régulé entre 2007 et 2013 est essentiellement liée à la hausse du cours des produits pétroliers, le gaz naturel étant en partie indexé à ces derniers. Pour les moyens et gros consommateurs qui ont quitté le tarif régulé, le coût de fourniture du gaz naturel hors taxes et contributions est plutôt stable sur les 3 dernières années (2012 2014).

La part des taxes va être amenée à augmenter entre 2014 à 2016 de par l’introduction de la CCE (Contribution Climat Energie, qui introduit une composante proportionnelle au contenu carbone des combustibles) en portant le tarif de la TICGN de 1,19€/MWh à 4,5€/MWh entre 2014 et 2016).

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Fonctionnement du marché du gaz naturel : Les points clés à retenir

Le marché du gaz se découpe en 5 grands pôles : la production / négoce, le transport, le stockage, la distribution et la commercialisation.

Le prix du gaz dépend de trois composantes : les taxes et contributions, le tarif d’acheminement et le tarif de fourniture

La fourniture est la seule partie de la facture qui fait l’objet d’une concurrence entre les différents fournisseurs. Le transport, le stockage et la distribution sont des marchés régulés.

Le consommateur peut faire appel au marché à terme ou au marché spot pour son sourcing de gaz naturel.

Le prix moyen du gaz pour les professionnels a augmenté de 35% entre 2007 et 2013. La part des taxes et contributions va être amenée à augmenter dans un contexte de coût de fourniture stable.

En savoir +

Ministère de l’écologie «La structure et le fonctionnement du marché du gaz Naturel en France»

GRT « Missions générales »

GRDF « Nos missions »

CRE « Observatoire et indicateurs des marchés »

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POUR EN SAVOIR PLUS

La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) http://www.cre.fr/ et notamment « Décryptage », la lettre d’information de la CRE et sa publication trimestrielle « Observatoire et indicateurs des marchés ».

Energie info : le site d’information sur les marchés de l’électricité et du gaz de l’état et de la CRE pour les particuliers et les professionnels http://www.energie-info.fr/

Le site du ministère :

Electricité : http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Electricite,218-.html Gaz : http://www.developpement-durable.gouv.fr/-Gaz-naturel-.html

Les textes réglementaires de référence liés à la libération des marchés de l’énergie:

• Code de l’énergie. • La loi du 17 mars 2014 (loi Hamon) relative à la consommation. • Loi n°2006-1537 du 7 décembre 2006 modifiée relative au secteur de l'énergie. • Loi n°2005-781 du 13 juillet 2005 modifiée de programme fixant les orientations de la politique

énergétique (dit loi POPE).

Electricité

• La directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE.

• Loi n°2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (dit loi NOME).

Gaz naturel

• La directive 2004/67/CE du Conseil du 26 avril 2004 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel - Journal officiel n° L 127 du 29/04/2004 p. 0092 – 0096.

• Loi Hamon (article 25) relative à la consommation du 17 mars 2014 qui fixe le calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente en gaz naturel

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Tél. 01 46 56 91 43Fax 01 49 85 06 27www.atee.fr

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94117 Arcueil CEDEX octobre 2014