Ouverture des marchés de l énergie Mardi technique de l ARC

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1 Ouverture des marchés de l énergie Mardi technique de l ARC Mardi 3 novembre 2014 N imprimer qu en cas de réelle nécessité Privilégier une impression en 4 pages par feuille 2 rue Lord Byron Paris

2 Ouverture des marchés du gaz naturel CONTEXTE LE MARCHE DU GAZ NATUREL LA CONSULTATION GAZ

3 CONTEXTE 1 - CHAUFFAGE / ECS : 1ER POSTE DE CHARGES RECUPERABLES Maitrise des charges nécessaires Agir sur la consommation (stable/en baisse depuis 1982) Changement systèmes Réhabilitation (intéressement, 3éme ligne, renégociation de la puissance souscrite, ) Construction neuve Agir sur la tarification Hausse des prix de l énergie? Réseaux de chaleur / FOD/FOL: libéralisé Hausse de la fiscalité (TVA, CSPE,CSPG, TICGN.) Maitriser la facturation = consommation x tarification 3

4 CONTEXTE 2 - HISTORIQUE Sous l impulsion de l Europe, une libéralisation du marché en plusieurs étapes Fondements juridiques : Directives européennes (1996/92, 1998/30, 2003/54, 2003/55, 2007), Loi 2000, 2003,2004, 2005, 2007 et loi NOME 2010, transposition code de l énergie Ouverture progressive à la concurrence avec deux dates importantes dans le logement social 2004 : les bailleurs/copropriétés peuvent exercer leur éligibilité pour l électricité des usages communs, le chauffage collectif gaz des immeubles d habitation et le chauffage et l électricité des locaux professionnels 2007 : les locataires peuvent individuellement exercer leur éligibilité 4

5 CONTEXTE 3. UNE EVOLUTION DE L ORGANISATION GÉNÉRALE Avant l ouverture des marchés MONOPOLE INTEGRE Après l ouverture des marchés ORGANISATION DEREGULEE Aujourd hui, le secteur de l énergie se compose : D une activité soumise à la concurrence (production/fourniture) D une activité gérée selon un marché réglementé (transport/distribution) 5

6 CONTEXTE 4. LES NOUVELLES ECHEANCES REGLEMENTAIRES Annulations répétées par le Conseil d Etat de décrets fixant des tarifs réglementés de vente ne reflétant pas les coûts d approvisionnement des fournisseurs historiques ELECTRICITE Extinction prévue des tarifs réglementés de vente pour les puissances > 36 kva au 01/01/16 (correspondant aux tarifs jaunes et verts) GAZ NATUREL Suppression des tarifs réglementés pour les consommateurs non domestiques dont le niveau de consommation est > kwh/an au 01/01/16 Suppression des tarifs réglementés pour les consommateurs non domestiques dont le niveau de consommation est > kwh/an au 01/01/15 (équivalent logements) Exception : les propriétaires d installation de chauffage dont la consommation est < kwh/an peuvent continuer à bénéficier des tarifs réglementés pour les sites de consommation faisant encore l objet de ces tarifs (réexamen régulier) Article 25 de la loi relative à la Consommation publiée au JO le 18 mars

7 CONTEXTE 5. L ACHAT DE GAZ NATUREL GAZ NATUREL Fort enjeu pour les gestionnaires d immeubles et leurs locataires (premier poste de charges) Energie principalement utilisée dans le logement social Marché plus concurrentiel que celui de l électricité Pourquoi anticiper? les échéances mettent un terme contractuel aux contrats de fourniture en cours les offres de marché proposées aujourd hui sont compétitives permet de monter en compétence (tester le marché, connaître les acteurs) ne pas attendre «le dernier moment Evolution obligatoire des métiers : se positionner en acheteur d énergie Opportunité de travailler à l optimisation des consommations ANTICIPER LA REGLEMENTATION DES AUJOURD HUI 7

8 LE MARCHE DU GAZ 1. ORGANISATION GÉNÉRALE DU MARCHÉ DE GAZ NATUREL Après l ouverture des marchés ORGANISATION DEREGULEE Exemple du gaz CONCURRENCE MONOPOLE CONCURRENCE Exploration/Production : GDF-Suez, Total, Gazprom, Statoil Négoce : fournisseurs, producteurs, intermédiaires Marché de gros Transport : GRT Gaz, TIGF Distribution : GrDF, ELD Fournisseurs :GDF-Suez, ELD et fournisseurs alternatifs Marché de détail BAILLEURS SOCIAUX / COPROPRIETES 8

9 LE MARCHE DU GAZ 1. ORGANISATION GÉNÉRALE DU MARCHÉ DE GAZ NATUREL Illustration des zones d équilibrage et des PEG 9

10 LE MARCHE DU GAZ 2. LES FOURNISSEURS (31/12/2013) 10

11 LE MARCHE DU GAZ 3. LE MARCHÉ DE GROS Le gaz n est pas un bien à usage captif, il est substituable (FOD, FL TBTS) Influence du pétrole sur le gaz moins importante aujourd hui L écart prix pétrole/gaz se creuse depuis 2011 Notamment dû à un excédent d offre de gaz (développement du gaz non conventionnel aux USA et croissance des capacités de GNL dans le monde) => Conséquence : un marché de plus en plus «spécifique» Les évolutions de prix sont liées à l équilibre entre offre et demande sur les marchés de gros de plus en plus influencées par les marchés internationaux (notamment Asie) les prix sont fortement corrélés aux prix des places de marchés les plus importantes en Europe (TTF au Pays Bas, NBP en Allemagne ). Evolution difficile à prévoir Demande mondiale, tensions géopolitiques, rigueur climatique, innovations technologiques 11

12 LE MARCHE DU GAZ 3. LE MARCHÉ DE GROS Bourse Asie Bourse France (PEG) Le marché asiatique est beaucoup plus attractif que le marché français pour les exportateurs de GNL. D où la tension actuelle sur le PEG Sud. 12

13 LE MARCHE DU GAZ 3. LE MARCHÉ DE GROS Deux types d offres : réglementés et de marché Bailleurs sociaux = sites non résidentiels Tarifs réglementés Offres des fournisseurs Durée de 1 à 4 ans en général Durée de validité (économique) des offres 1 à 3 jours Prix ferme ou indexé + Services associés Offre de marché fournisseur historique Offre de marché fournisseurs alternatifs Source CRE septembre 2013 Etude H&TC pour USH sur l ouverture des marchés (2011) Economie moyenne de 9% sur les tarifs de marché par rapport au tarif réglementé de référence (B2S) Echantillon de 12 bailleurs 13

14 LA CONSULTATION GAZ 1. CONSTAT & OBLIGATION REGLEMENTAIRE Le constat Stratégie d achat chez les bailleurs/copropriétés non formalisée Diversité des contrats souvent observée (des contrats en tarifs réglementés, en tarifs de marché avec tel ou tel fournisseur, via l exploitant ) Nécessité de maitriser les marchés gaz (et tendances) L obligation réglementaire = > l achat de gaz va s inscrire dans la durée Uniformiser les conditions de fourniture Respecter la réglementation et les procédures d achat en vigueur PRIX + SERVICES = SERVICE ENERGETIQUE Démarche transversale : MARCHES PUBLICS, CHARGES, PATRIMOINE, COMMUNICATION 14

15 LA CONSULTATION GAZ 2. RECENSER LES BESOINS TECHNIQUES / ORGANISATIONNELS Recensement et identification des sites alimentés au gaz naturel Identifier le périmètre d intervention (> 30 MWh) Adresse + coordonnées points de livraison (PCE) Consommation annuelle de référence CAR Profil Pour les sites en tarifs de marché : date d entrée, fournisseur, prix, formule et indices, dates d échéance ) Faire le point sur son organisation interne Service dédié, nombre de personnes, temps de travail affecté à la gestion/suivi des contrats Gestion administrative des contrats et des factures, procédures mises en places, contraintes Outils de contrôle, de suivi, d analyse FAIRE LE POINT SUR LES ENJEUX ET SA CAPACITE A Y REPONDRE 15

16 LA CONSULTATION GAZ 3. ACHAT DIRECT / GROUPE / INDIRECT Possibilité n 1 : ACHAT DIRECT Avantages : garder la main, monter en compétence, adapter la consultation aux spécificités de l organisme, s inscrire dans la durée Inconvénients : investissement en temps nécessaire, risque juridique, Option 1 : faire appel à des ressources supplémentaire (AMO, autre ) Option 2 : réaliser un groupement de commande (PI) pour établir un DCE type au niveau régional Possibilité n 2 : ACHAT EN GROUPEMENT DE COMMANDE (privilégier le contrat cadre) (Via AR / Collectivités locales / UGAP / SIGEIF / SYDEV / SIPPEREC ) Avantages : les structures sont portées par des acteurs «publics» / «neutres» Inconvénients : on délègue la gestion et on ne peut pas bénéficier de services associés, les coûts peuvent être élevés, les durées ou indices utilisés sont risqués, limité aux acteurs publics, les temps de préparation peuvent être allongés Possibilité n 3 : DELEGUER LA FOURNITURE ( VIA LES EXPLOITANTS - P1) Inconvénients: on ne garde pas la main, : il faut de toute façon modifier les contrats en cours car disparition des tarifs réglementés, les exploitants récupèrent une partie des gains 16

17 LA CONSULTATION GAZ 4. LES POINTS CLES DE LA CONSULTATION Le périmètre de la consultation (volume et nombre de sites) Volume de consommations et nombre de sites Ne pas s engager sur un niveau de consommation, mais fourchette haute estimative car joue sur les coûts d acheminement. Suppression de sites : illimité dans la limite de la légitimité (démolition, vente) Gestion des nouveaux sites Intégrer la possibilité de rajouter des sites Définir une fourchette haute de rajout de site en termes de volume de consommation «+20% par rapport aux volumes de consommation de référence» Structure de prix et indexation DIREM, formule CRE : moyenne des indices pétroliers sur les 8 mois passés, avec un décalage d 1 mois et s applique pendant 1 mois, PEG NORD Limite haute? Prix fixe? Un terme fixe et un terme quantité 17 Responsabilité fournisseur / GRD ( à adapter en fonction des contrats de livraison)

18 LA CONSULTATION GAZ 5. FORMES D ACHAT APPEL D OFFRE OUVERT ACCORD CADRE MULTI ATTRIBUTAIRE La durée Obligation de préciser la durée de l accord cadre : maximum 4 ans Pas d obligation de préciser le nombre et la durée des marchés subséquents Aucun marché subséquent ne peut pas être conclu au-delà de la date de fin de l accord-cadre. Critères de sélection accord cadre Privilégier une sélection des fournisseurs sur des critères techniques et de services associés Garder le critère prix pour les marchés subséquents en y intégrant en partie le critère technique Attention, il est nécessaire d indiquer au moins la structure du prix (prix fixe sur 2 ans, prix indexés via telle ou telle formule ) R/ Article 18 CMP : indexation obligatoire. Si l indexation n est pas souhaitée, passer sous l ordonnance. Ne pas intégrer le critère de la sécurité d approvisionnement Ne pas oublier de pondérer les différents critères Exemple de critères de sélection : modalités de facturation, relation clientèle, gestion des consommations (site internet, ), possibilités d interfaçage avec le système GED/gestion des charges, modalités de rattachement d un point de livraison, autorisation à fournir le gaz 18

19 LA CONSULTATION GAZ 5. FORMES D ACHAT Faire évoluer son organisation pour acheter sur les marchés dérégulés (une consultation interservices) Une opportunité pour agir sur les consommations et les services associés Contexte en «stand-by» suite au débat national sur la transition énergétique Faire évoluer les facturations et les outils de suivi des consommations Maitriser (et uniformiser ) sur les contrats existants Ne pas sous-estimer les délais (6 mois) Analyse des besoins : 1 mois Rédaction DCE : 1 mois Consultation Accord cadre : 52 jours (2 mois) Analyse des offres (1 mois) Marchés subséquent : 1 à 2 jours Être en veille active sur les offres des fournisseurs (un contexte international qui évolue très vite, des fournisseurs plus ou moins en avance, des (bonnes) pratiques en cours de définition) 19

20 Ouverture des marchés de l électricité CONTEXTE LE MARCHE DE L ELECTRICITE LA CONSULTATION ELECTRICITE

21 CONTEXTE 1. REGLEMENTATION ACTUELLE 21

22 CONTEXTE 2. ECHEANCES Puissance > 36 kva (JAUNES ET VERTS) Suppression des tarifs réglementés de vente au 01 janvier 2016 tarifs jaunes et verts (L code de l énergie) Offre transitoire : même principe que pour le gaz naturel, sur 6 mois, proposée par le fournisseur historique. Non autorisée aux acheteurs publics en théorie mais peu de risques en pratique Tarifs bleus maintenus Modification de la structure de construction des tarifs bleus, qui seront construits «par empilement des coûts» Empilement des coûts : ARENH + complément d approvisionnement (cad coût d approvisionnement en base et pointe y compris capacité) + coûts d acheminement + coûts commerciaux + marge raisonnable Objectif : éviter le ciseau tarifaire entre EDF et les fournisseurs alternatifs 22

23 LE MARCHE DE L ELECTRICITE 1. SCHÉMA D ORGANISATION DU SECTEUR DE L ÉLECTRICITÉ Secteur de l électricité CONCURRENCE Production : EDF, CNR, E.ON France Négoce : fournisseurs, producteurs, intermédiaires Marché de gros : gré à gré, EPEX Spot MONOPOLE Transport : RTE (entre et Volts) Distribution : ErDF, ELD (< volts) CONCURRENCE Fournisseurs : EDF, ELD et fournisseurs alternatifs Marché de détail BAILLEURS SOCIAUX / COPROPRIETES 23

24 LE MARCHE DE L ELECTRICITE 2. EQUILIBRE RESEAU ET ARENH Equilibre réseau En amont, l électricité injectée provient des centrales de production pour 90% et des importations. En aval, l électricité soutirée l est pour satisfaire à la demande des clients finals (80%), puis est exportée. Une partie est perdue. Une partie de la production n est pas négociée sur le marché. Les fournisseurs fixent leur prix en fonction de l ARENH + le complément marché L ARENH : Accès Régulé à l Electricité Nucléaire Historique Les prix de marché ne reflètent pas la particularité du parc de production français (75% nucléaire) => Pour y remédier, la loi NOME instaure «l ARENH» L ARENH permet à tout fournisseur qui alimente des consommateurs sur le territoire national, d obtenir une certaine quantité d électricité de base à un prix régulé reflétant les coûts du parc de production nucléaire. L ARENH a pour but de rendre plus compétitives les offres de marché Au plus tard début 2015, le coût de l ARENH (pour les fournisseurs alternatifs) sera intégré dans la formule de construction des tarifs réglementés bleus si bien qu il y aura un rapprochement progressif entre les offres de marché et les tarifs réglementés 24

25 LE MARCHE DE L ELECTRICITE 3. LES FACTEURS D INFLUENCE SUR LE PRIX DE L ÉLECTRICITÉ Evolution de la demande d électricité. Situation de sur capacité : jusqu à quand? Evolution des prix du gaz et du charbon : le coût marginal des centrales au charbon est inférieur à celui du gaz (excédent production américaine). Jusqu à quand? Evolution du prix spot gaz Evolution prix du gaz sur le marché de détail évolution du coût des centrales thermiques influence prix électricité Evolution du prix du nucléaire? EPR, fermeture de centrales Soutien aux EnR : les évolutions réglementaires peuvent avoir un impact sur le prix SPOT mais également sur le prix TTC via la CSPE. Le niveau réglementaire de l ARENH Mise en place d une vraie taxation CO2 / Réforme du marché du carbone? 25

26 LE MARCHE DE L ELECTRICITE 4. LES FOURNISSEURS (31/12/2013) Marché divisé en 4 segments Grands sites non résidentiels ps > 250 kw, consommation annuelle > 1 GWh industries, hôpitaux, grands immeubles Sites moyens non résidentiels 36 < ps < 250 kw 0,15 GWh < consommation annuelle < 1 GWh PME Petits sites non résidentiels ps < 36 kva consommation annuelle < 0,15 GWh Professions libérales, artisans Sites résidentiels ps < 36 kva consommation annuelle < 10 MWh 18 fournisseurs proposent des offres aux clients non résidentiels (hors ELD) Site CRE ou (moteur de recherche par code postal) 26

27 LA CONSULTATION ELECTRICITE 1. STRATEGIE A ADOPTER Puissance > 36 kva Anticiper l ouverture totale des marchés au 01 janvier 2016 Recensement des sites : dernier trimestre 2014 Elaboration du DCE et lancement de la consultation pour la fourniture des sites : premier trimestre 2015 Attendre le dernier moment : risque de goulot d étranglement Puissance < 36 kva Concerne la majorité des sites des bailleurs sociaux (contrats tarifs bleus pour l électricité des usages communs des résidences) Pas de suppression prévue de ces tarifs mais la formule de fixation des tarifs sera revue pour favoriser la concurrence (construction par amplement des coûts) Les tarifs réglementés bleus augmentent de 3 à 4% par an (à prévoir également sur 2015) Les tarifs proposés par les fournisseurs alternatifs commencent à être compétitifs (certaines offres à prix inférieur de 4 à 5% aux TRV bleus actuels) Intégrer les bleus en option dans la consultation? 27

28 LA CONSULTATION ELECTRICITE 2. FORME DU MARCHE Type de procédure Calculer le montant estimatif du marché : HT, sur la totalité des lots, sur la durée totale, du marché y compris reconduction et en prenant en compte la part acheminement dans le cas d un contrat unique il se peut qu il n y ait pas besoin de procédure formalisé à confirmer Forme du marché Marchés dont les quantités finales et donc le montant final n est pas connu. Prix fortement volatils / réactivité nécessaire Accord-cadre multi-attributaires (min 3 / max 7 préconisés) Préconiser un accord-cadre avec marchés subséquents (même principe que pour le gaz naturel) Durée du marché Durée maximale de l accord-cadre : 4 ans Marché subséquent de 1 à 3 ans maximum, en années pleines Préconiser une durée de 2 ans renouvelables ou de 4 ans Durée de validité des offres MS : 24 à 48 heures 28 Prévoir de 6 à 10 mois pour la consultation

29 LA CONSULTATION ELECTRICITE 3. LE CHANGEMENT DE CONTRAT Résiliation d un contrat au tarif de marché Pénalités si résiliation avant échéance Résiliation d un contrat au tarif réglementé Résiliation sans préavis ni pénalité Un fournisseur qui propose une offre de plus d un an doit proposer en parallèle une offre d une durée maximale de 12 mois Article L du Code de l Energie : la résiliation se fait sans frais sauf si elle intervient dans le délai d un an après une modification, effectuée sur l initiative du consommateur, des puissances souscrites dans le contrat. Dans ce cas, EDF (ou l ELD) a droit à une indemnité correspondant au montant des primes fixes dues pour l électricité effectivement consommée. Lorsqu'un consommateur ayant déjà exercé le droit prévu à l'article L change à nouveau de fournisseur, il est seul redevable des coûts générés par ce changement. Exemple : Tarif jaune. Puissance souscrite : 108 kva, MU. Chgt de puissance demandé par le consommateur 8 mois auparavant. Indemnité due : 35,28 * 108 * 8/12 = 2 540,16 HT Prévoir deux mois entre la date de demande de changement de fournisseur et la date de début d exécution du marché (à partir du 1er trimestre 2015, le changement de fournisseur est effectif entre J+1 et J+60 après la demande. Cf.CRE) 29 Si optimisation tarifaire, la prévoir sur 2014 ou penser à intégrer le coût des pénalités dans le calcul

30 LA CONSULTATION ELECTRICITE 4. RECENSEMENT DES SITES (1/2) Liste des informations à communiquer aux fournisseurs Nom et adresse du PDL RAE : Référence Acheminement (sur factures) Codes NAF et SIRET des sites (nécessaires???) Typologie tarifaire : option base ou HP/HC, tarifs jaunes, verts (A5 ou A8) TOV (Tarif et Option Version) de distribution souscrit pour le TURPE La ou les puissances souscrites du PDL par poste horosaisonnier et les puissances maximales La consommation annuelle en kwh et selon les périodes horosaisonnières : HP été, HC été, HP hiver, HC hiver Tarifs verts : télérelève ou non (points 10 min à collecter dans un format de fichier exploitable txt, xls ou csv Indiquer si les sites sont déjà en offre de marché Recenser également les branchements provisoires éventuels (chantiers ) Indiquer 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 30

31 LA CONSULTATION ELECTRICITE 4. RECENSEMENT DES SITES (2/2) La détermination du profil de consommation (combinaison entre puissance appelée et moment de consommation) est essentielle : «ce n est pas tant le volume consommé qui fait le prix de l électricité que le profil de consommation du client». Informations manquantes, faire une demande Auprès du fournisseur actuel (feuillet de gestion gratuit à demander) Auprès du GRD directement (coordonnées sur site internet, auprès de son fournisseur ou sur la liste des fournisseurs par code postal) Auprès du GRD par l intermédiaire d un autre fournisseur autorisé par le client à récupérer ses informations. Lui donner une autorisation expresse ( suffit) pour qu il puisse les récupérer auprès du GRD Sites profilés / sites télérelevés Sites profilés : leur consommation est suffisamment caractéristique pour être modélisée à travers un profil type de consommation. Facturés sur la base d index relevés par le gestionnaire du réseau de distribution Sites télérelevés : relevé de puissance appelé toutes les 10 minutes. L ensemble de ces points constituent la courbe de charge. Elle est à fournir obligatoirement, sur un an, dans le DCE 31

32 LA CONSULTATION ELECTRICITE 5. CRITERES DE SÉLECTION / ENGAGEMENT / REVISIONS La détermination du profil de consommation (combinaison entre puissance appelée et moment de consommation) est essentielle : «ce n est pas tant le volume consommé qui fait le prix de l électricité que le profil de consommation du client». Même principe que pour le gaz naturel (AC + MS) 32 Engagement de consommation et évolution de patrimoine - Même principe que pour le gaz naturel Ne pas s engager sur un niveau de consommation - Prévoir une clause de rajout/suppression de site : l exprimer en % de la consommation annuelle de référence, + ou 15% max tolérés - Indiquer, dans le fichier de recensement des sites, les évolutions prévues sur le patrimoine Part consommation Stratégie H&TC / ERESE : indexation ARENH ou prix fixes Indiquer dans le CCATP que le choix entre indexation ARENH et prix fixe sera fait au moment du lancement du marché subséquent Règle à appliquer au moment du lancement du marché subséquent (cf.eex) : Si prix de marché < AREHN : partir sur du fixe Si prix de marché > ARENH : privilégier une indexation ARENH Prix fixes optimisés sur 3 ans maximum (horizon électricité) Si prix fixes, regarder sur EEX le ruban. Aujourd hui, le ruban 2016 est inférieur au ruban 2015, c est donc plus avantageux de partir sur 2 ans que sur 1 an Part abonnement Prévoir une clause d évolution de prix pour facturation du TURPE à l près? Demander une part abonnement fixe? Stratégie idem gaz? Cad si 1 ou 2 an, abonnement fixe / Si 3 ans : évolution TURPE?

33 LA CONSULTATION ELECTRICITE 6. LES DIFFERENTES INDEXATIONS Prix fermes Indexation ARENH Autres indexations Facilité de budgétisation (sur un volume estimatif donné) Reflète les coûts d achat de l électricité par les fournisseurs (du moins environ 80%) Indexation EEX : peu répandu, pas forcément adaptée prix proposés plus chers Durée à privilégier : visibilité électricité sur 3 ans Le prix de l ARENH est fixé par les pouvoirs publics, son évolution est régulée par la loi (auj à 42 /MWh). Evolution prévue du prix de l ARENH au 01 janvier 2015 Les prix unitaires d une offre indexée ARENH intègrent un taux spécifique, en fonction de la proportion d heures dont peut bénéficier dans ce cadre chaque fournisseur, selon la composition de son portefeuille clients Indexation tarifs bleus : très peu proposée. Encore possible en Pas de justification après étant donnée la modification de la formule de construction de ces tarifs (construction quasi similaire aux tarifs de marché) 33

34 LA CONSULTATION ELECTRICITE 7. L ALLOTISSEMENT Un lot ou plusieurs? Jouer sur un lot unique : permet d obtenir un profil de consommation global régulier qui rassurera les fournisseurs quant aux prévisions de fourniture. Une courbe de charge la plus stable et plate possible permet d obtenir un prix plus bas Si les types de consommation sont hétérogènes, il peut être préférable d allotir pour optimiser le prix unitaire de chaque lot (séparation sites télé relèves ou profilés). Mais on peut aussi demander un prix différent par type de site sans allotir. Ce qui permet d éviter le risque de se retrouver avec plusieurs fournisseurs. Cas des territoires des ELD (www.repertoire-eld.com) 143 ELD, dont 41 avec un rôle de fournisseur d électricité Politique de prix entre les sites Prix unique annuel ou Prix horosaisonnalisé (HP/ HC, été / hiver) Reflète la réalisé de la formation du prix (le prix du kwh dépend du moment où il est consommé : coût marginal de la dernière centrale appelée) 34

35 LA CONSULTATION ELECTRICITE 8. LA COMPOSITION DU PRIX ( 1/3) Privilégier un tarif binôme : part abonnement et part consommation Partie abonnement TURPE (Tarif d Utilisation des Réseaux Publics d Electricité) Partie fourniture (40-50% du prix TTC) Dépend du fournisseur et de la catégorie de client Pour les alternatifs : ARENH + complément d approvisionnement + Coût commercialisation Contributions et taxes CTA : Contribution Tarifaire d Acheminement CSPE : Contribution au service public de l électricité TCFE : Taxes sur la consommation finale d électricité TVA Coût de la réserve rapide RTE 35 Analyse des offres Vérifier si l offre inclut ou non l acheminement Prendre en compte la TVA dans l analyse des prix Comparer les prix sur une même base (TTC, ou HT) et vérifier que le prix TTC intègre bien toutes les taxes, y compris le coût de la réserve rapide RTE Eviter d avoir à comparer une offre à prix fixe et une offre à prix indexé

36 LA CONSULTATION ELECTRICITE 8. LA COMPOSITION DU PRIX (2/3) 36 TURPE (Tarif d Utilisation des Réseaux Publics d Electricité) Rémunération des gestionnaires de réseaux publics pour compenser les charges liées à l exploitation, le développement et l entretien des réseaux Fixé par décision ministérielle sur avis de la CRE - Tarif indépendant du fournisseur / dépend de la catégorie de client - Définit pour 4 ans. TURPE 4 mis en place le 01 août 2014 / Ajustement des tarifs au 01 août de chaque année 3 composantes principales : composante de gestion de la clientèle, de comptage et de soutirage. La composante de soutirage comprend une part fonction de la puissance souscrite et une part fonction de la qualité d énergie soutirée au réseau Le TURPE obéit aux principes suivants : Péréquation tarifaire : tarif identique sur l ensemble du territoire Principe du «timbre poste» : même tarif quelque que soit la distance parcourue par l énergie électrique (cad 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 Horo-saisonnalité : les prix sont différents selon les saisons, les jours de la semaine et/ou les heures de la journée Le tarif est applicable à tous les utilisateurs des réseaux, consommateurs, producteurs, gestionnaires de réseaux et fournisseurs, pour chaque point de connexion et pour chaque contrat d accès

37 LA CONSULTATION ELECTRICITE 8. LA COMPOSITION DU PRIX (3/3) 37

38 LA CONSULTATION ELECTRICITE 9. L ELECTRICITE VERTE 38 Part actuelle d électricité verte dans la production française : 14% - Les fournisseurs sont obligés de prouver l origine de l électricité verte (garantie d origine) et d indiquer sur les factures le mix électrique car une fois injectée dans le réseau, elle est «mélangée» aux autres Un client peut demander une offre intégrant un % choisi d électricité verte Tous les fournisseurs proposent des offres avec un % d électricité verte, variable. Souvent des offres «packagées Certains fournisseurs proposent d abonder un fond de développement de nouvelles installations d électricité verte. Cette solution permet de favoriser réellement le développement de la filière (l électricité verte pouvant venir de productions bénéficiant de tarifs d achat ou d installations déjà rentabilisées). Ce fond permet de développer de nouvelles productions d électricité verte ne bénéficiant pas de l obligation d achat ou pour lesquelles l obligation d achat n est pas suffisante Pour intégrer ce critère dans l analyse des offres, on peut attribuer des points à un candidat car : Peut injecter sur le réseau une quantité d énergie verte correspondant à la demande du bailleur Dispose d un système de certification et de labellisation garantissant l origine de la production d énergie renouvelable Fournit de l électricité verte provenant de nouvelles sources de production Inclut dans le prix de l électricité une contribution permettant d abonder à un fond destiné au développement de nouvelles capacités de production d énergie verte

39 LA CONSULTATION ELECTRICITE 10. EVOLUTION DES TARIFS REGLEMENTES DE VENTE (TRV)E 39

40 Compléments Répartition des frais de chauffage Audit énergétique Réseaux de chaleur

41 REPARTITION DES FRAIS DE CHAUFFAGE REGLEMENTATION Les textes réglementaires : Décret du 23 avril 2012 relatifs aux équipements et frais de répartition de chauffage dans les immeubles collectifs à usage principal d habitation => mise en œuvre au plus tard 31/12/17 Arrêté du 27 août 2012 (abrogation de l arrêté du 30 septembre 1991) 2 seuils : 150 kwh m2/shab si moins de 20% des logements équipés de robinets thermostatiques - (sans corrections climatiques et uniquement CHAUFFAGE). Les comptages de chaleur intègrent souvent ECS attention coefficient q des m3 ECS en kwh Obligation de mise en œuvre de l individualisation des comptages (différent de compteurs) Le bailleur peut faire ses propres calculs dès aujourd hui et identifier les bâtiments concernés. Le calcul des consommations pourra se faire sur les années 2014/2015/2016: intégrer les réhabilitations à venir, adapter les contrats d entretien, orienter les travaux grands familles d appareils permettent d individualiser les frais de Chauffage: Répartiteurs (RFC) (évaporateurs, électroniques (relevé à distance)) : entre 7 et 10 TTC/ répartiteur, ( à multiplier par 5/6 - un pare émetteur) Compteurs (CET)( / installation, 55 TTC pour la location/entretien/relevé)

42 REPARTITION DES FRAIS DE CHAUFFAGE EXEMPLE DE CALCUL Bâtiment qui consomme 220 kwh /m2 SHON / an soit kwh /an Déduire la part ECS => kwh par an 70 m2 SHON => 50 kwh/m2 / an à déduire Consommation chauffage => 170 kwh / m2 SHON / an kwh/an Conversion en SHAB => /1,2 => 142 kwh / m2 SHAB / an CHAUFFAGE => kwh/an => Le site n est pas concerné par l obligation réglementaire 42

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