L achat d électricité

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2 L achat d électricité Journée d actualité du 17 avril 2014 Christian PONCELET Chargé de mission auprès de la Direction générale Responsable du groupement Achat Electricité (2004/2013) SIPPEREC Tour Gamma B rue de Bercy PARIS CEDEX 12 2

3 L achat d électricité Introduction La loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l Electricité) du 7 décembre 2010 a programmé la fin de tarifs réglementés de vente «jaune et vert» au 31 décembre Tous les acheteurs publics liés à ces tarifs seront dans l obligation de mettre en concurrence les fournisseurs d électricité. Sources utilisées : CRE // Cabinet SEBAN // ECG Consulting 3

4 Sommaire 1. Le marché de l électricité 2. Le contexte réglementaire 3. Le groupement électricité du SIPPEREC 4. Les fournisseurs potentiels 5. Les composantes des coûts 6. Stratégie achat et procédure 7. Les offres 8. L identification des risques 9. Les conditions du succès 10. L appel d offres 4

5 1. Le marché de l électricité (1) Deux types d offres coexistent : Les offres de marché, dont les prix sont fixés librement par les fournisseurs ; Les tarifs réglementés de vente (TRV) fixés conjointement par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie, sur avis de la CRE. Trois secteurs organisent le marché : Production/négoce : vers le marché de «gros» Transport Distribution : transport et acheminement de l électricité jusqu aux sites de consommation Fourniture : commercialisation et approvisionnement des sites de consommation : secteur concurrentiel 5

6 1. Le marché de l électricité (2) Structure des Tarifs Réglementés de Vente (TRV) 6

7 2. Le contexte réglementaire (1) Les textes de «référence» La directive «électricité» du 13 juillet 2009 La loi NOME du 7 décembre 2010 Le Code de l énergie (entré en vigueur le 1er juin 2011 et ratifié par la loi du 16 juillet 2013) La loi du 17 mars 2014 relative à la consommation 7

8 2. Le contexte réglementaire (2) Les règles actuellement en vigueur sont issues de la loi NOME Consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance INFERIEURE ou EGALE à 36 kva Les consommateurs finals domestiques et non domestiques peuvent, à leur demande, bénéficier des TRV pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kva. Quand ils ont exercé leur éligibilité pour un site souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kva, les consommateurs finals domestiques et non domestiques peuvent demander à bénéficier à nouveau des TRV pour ce même site. Ce dispositif de «réversibilité» n est assorti d aucune condition de délai (et reste valable après 2015). = souscrire une offre de marché dont les collectivités 8

9 2. Le contexte réglementaire (3) Consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance SUPERIEURE à 36 kva Jusqu au 31/12/2015, les consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance > 36 kva bénéficient des TRV pour tout site pour lequel, au 7 décembre 2010, il n a pas été fait usage des droits d éligibilité par eux mêmes ou par un tiers. Jusqu au 31/12/2015, pour leur site pour lequel il a été fait usage des droits d éligibilité après le 7 décembre 2010, les consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance > 36 kva peuvent, à leur demande, bénéficier à nouveau des TRV pour une durée qui ne peut être inférieure à un an. A compter du 1er janvier 2016, les consommateurs finals domestiques et non domestiques souscrivant une puissance > 36 kva ne peuvent plus bénéficier des TRV. 9

10 2. Le contexte réglementaire (4) 1 er janvier 2016 : sites seront concernés (120 TWh) 10

11 2. Le contexte réglementaire (5) Loi n du 17 mars 2014 (loi Hamon) relative à la consommation L information des consommateurs bénéficiant des TRV Les fournisseurs d électricité et de gaz aux TRV sont tenus d informer leurs clients de la disparition de ces tarifs et de la résiliation de fait de leur contrat d abonnement : (trois échéances sont prévues). Art.25 : - Un mois après la promulgation de la présente loi, par un courrier indiquant le calendrier de disparition des tarifs réglementés de vente ; - Six mois avant la date de suppression des tarifs réglementés de vente les concernant ; - Trois mois avant la date de suppression des tarifs réglementés de vente les concernant. 11

12 2. Le contexte réglementaire (6) Loi n du 17 mars 2014 relative à la consommation Le dispositif transitoire A défaut d avoir souscrit un nouvel abonnement en offre de marché à la date de résiliation de son contrat au TRV, le consommateur est réputé avoir accepté les conditions contractuelles d un nouveau contrat qui lui aura été adressé par son fournisseur initial 3 mois avant la date de la fin des TRV. Ce contrat : - ne peut pas excéder une durée de 6 mois. - peut être résilié à tout moment sans indemnité. - A l expiration, la fourniture d électricité ou de gaz n est plus assurée.??? Personnes publiques??? Prix 12

13 2. Le contexte réglementaire (7) Loi n du 17 mars 2014 relative à la consommation Les règles de la commande publique Articles L et L du Code de l énergie : si les collectivités publiques décident d exercer leur éligibilité pour un de leurs sites de consommation, ces personnes appliquent les procédures du code des marchés publics en fonction de la consommation de ce site et peuvent conserver le ou les contrats de fourniture pour leurs autres sites de consommation. Sites pouvant encore bénéficier des TRV (tarifs «bleu») Avis du Conseil d Etat du 8 juillet 2004 : possibilité de bénéficier de contrats réglementés même pour le renouvellement de contrats en cours tant que coexiste un marché réglementé et un marché libre. Confirmation du caractère optionnel de l éligibilité Art. L à L du Code de l Energie. 13

14 3. Le Groupement électricité du SIPPEREC (1) 202 ADHERENTS 148 Communes 5 CG (et 500 collèges) 13 CA etc PDL* 800 GWh/an 100 M TTC/an * Points de livraison 14

15 3. Le Groupement électricité du SIPPEREC (2) 15

16 4. Les fournisseurs potentiels (1) 18 Fournisseurs d électricité actifs au 31 décembre

17 4. Les fournisseurs potentiels (2) Les 18 fournisseurs nationaux déclarés auprès de la CRE et actifs au 31 décembre 2013 ne sont pas tous identifiés comme étant en capacité à fournir l électricité pour des puissances supérieures à 36 kva ou se préparant à le devenir. En 2013, moins de 50% d entre eux pouvaient être considérés comme «fournisseurs potentiels». 17

18 5. Les composantes des coûts (1) Structure des Coûts 18

19 5. Les composantes des coûts (2) jaunes verts Les TRV «jaunes et verts» La part fourniture, mise en concurrence, porte sur 41% du total hors TVA pour les contrats jaunes et 58,6% pour les contrats verts La part Réseau, soumise à un tarif public, représente 40,3% pour les contrats jaunes et 18,1% pour les contrats verts (source CRE «Observatoire des marché de l électricité T4 2013») 19

20 5. Les composantes des coûts (3) Les fournisseurs supportent ainsi deux types de coûts : Ceux qui sont identiques pour l ensemble des fournisseurs (transport-distribution) : l accès aux réseaux (Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité «TURPE» fixé par le gouvernement sur proposition de la CRE) Ceux qui dépendent du fournisseur (production-fourniture): le coût de production ou d approvisionnement en électricité ainsi que les coûts commerciaux du fournisseur. C est l optimisation de ces coûts de «production-fourniture» qui permet aux fournisseurs de différencier le niveau de prix de leurs offres. 20

21 5. Les composantes des coûts (4) L ARENH (Accès Régulé à l'electricité Nucléaire Historique) Issu du rapport de la Commission «Champsort» en 2009 Mécanisme introduit par la loi NOME du 7 décembre 2010 Permet à tout fournisseur d obtenir une certaine quantité d électricité de base à un prix régulé reflétant la réalité des coûts complets du parc nucléaire français (but : améliorer l ouverture du marché) Mis en place pour une période transitoire jusqu au 31/12/2025 Volume global maximal d électricité susceptible d être cédé : 100 TWh/an. Le prix a été fixé par le gouvernement à 42 /MWh au 1 er janvier A compter du 08/12/2013, le prix sera décidé par la CRE Le prix de l Arenh est représentatif des conditions de production par les centrales nucléaires d EDF avant le 8/12/2010. Il comprend : la rémunération des capitaux, les coûts d exploitation, des investissements de maintenance et de la gestion des déchets. 21

22 6. Stratégie achat et procédure (1) Approche «Budgétaire» : Prix fixe, stable sur la durée du marché Approche «Marché» : Prix indexé (pétrole?,..), prix indexé capé, fixation en plusieurs fois (cible, seuil d alerte, mandat,...) Conclusion d un contrat unique couvrant à la fois l acheminement et la fourniture de l électricité Conclusion de deux contrats : un contrat d accès aux réseaux de transport ou de distribution et un marché de fourniture d électricité. 22

23 6. Stratégie achat et procédure (2) Il faut tenir compte du caractère non stockable de l électricité et de la forte volatilité des prix. L article 76 VIII du Code des marchés publics prévoit des dispositions spécifiques qui concernent l achat d énergies non stockables. L accord cadre : caractéristiques principales : - avec un minimum et un maximum, ou avec seulement un minimum ou seulement un maximum ou encore sans minimum ni maximum - avec un ou plusieurs opérateurs économiques (trois au minimum, sous réserve d un nombre suffisant de candidats et d offres) - pour une durée maximum de quatre ans - conclusion de marchés subséquents soit au moment de la survenance du besoin soit selon une périodicité fixée dans l accord cadre 23

24 7. Les offres (1) L Arenh est devenu un élément essentiel de la formation des prix de l électricité sur le marché. Selon les profils, le prix Arenh représente 40 à plus de 90% du prix de fourniture L ARENH est un point essentiel de discussion entre client et fournisseur Quel est le pourcentage d Arenh intégré au profil? 24

25 7. Les offres (2) Offre «prix unique» avec coefficient ARENH Offre «prix unique» avec coefficient ARENH et formule d indexation : P = a + b*bl + c*pl + d*parenh Offre «prix unique» sans coefficient ARENH Offre «prix unique» sans coefficient ARENH et formule d indexation : P = a + b*bl + c*pl Offre «Bas de courbe / Haut de courbe» Prix fixe et unique le jour de la signature de l offre Formule d achat en tranche indexée sur les produits Baseload et Peakload Achat à prix spot Offre Horo-saisonnières intégrant ou non l ARENH 25

26 7. Les offres (3) 26

27 8. L identification des risques Eléments susceptibles d influencer le niveau de l offre Le client inconnu Les données de consommations approximatives La durée de validité des offres (ou le temps de décision) L allotissement L évolution du périmètre La répartition des risques Evolution de l Arenh (prix et volume) Dispositif des certificats d économies d énergie Garanties de capacité 27

28 9. Les conditions du succès Anticiper! Dédier des ressources, du temps à y consacrer Mutualiser les besoins et développer une expertise partagée Maîtriser les données de contrats et de consommations Disposer d un outil de gestion des données Connaître le marché de l énergie, les fournisseurs Se faire connaître Comprendre les conditions d offres et les structures de prix Rédiger un cahier des charges mesuré, précis et réaliste Définir un allotissement adapté au marché de l électricité Recourir aux procédures adaptées à l achat de l électricité Organiser et préparer une prise de décision rapide 28

29 10. L appel d offres : les étapes Inventaire des besoins : établir un inventaire exhaustif des points de livraison (tarifs TRV) et des consommations Définition de l allotissement : en limitant le volume (< 200 GWh) Préparation de la «bascule» : à anticiper dans le planning Choix du marché : l accord cadre et les marchés subséquents permettent un décision rapide (adaptée à la volatilité des prix) Prévoir la possibilité d électricité d origine renouvelable : certificats d origines Choisir la structure de prix : formule avec ou sans arenh, prix unique, etc Définir les services associés à la fourniture : besoins et services attendus par la collectivité, mode de facturation (regroupement, transmission de données numérisées, etc.), Anticiper l organisation de l analyse des offres et de la CAO 29

30 Merci pour votre attention 30

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