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Dans moins d’un an, les tarifs réglementés de vente « jaune » et « vert » de l’électricité disparaîtront. Pour les collectivités, c’est l’occasion de réduire leur facture par l’optimisation de leur consommation tout en inscrivant davantage la question énergétique dans leur stratégie de développement durable.

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Pour une collectivité, bien choisir son fournisseur d’électricité, c’est choisir celui qui saura apporter les services, la qualité de suivi et la relation de proximité permettant de faire baisser sa facture d’électricité par une maîtrise de ses consommations.

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Depuis plus de 7 ans, les consommateurs de gaz et d’électricité sont libres de choisir leur fournisseur. À partir du 1er janvier 2016, une nouvelle étape sera franchie dans la libéralisation du marché avec la disparition pure et simple des Tarifs Régle-

mentés de Vente (TRV) pour les entreprises et les collectivités publiques dont la consommation dépasse un certain seuil. Pour l’électricité, ce sera la fin des tarifs « jaune » et « vert » (puissance souscrite supérieure à 36 kVA). Seuls subsisteront les tarifs « bleu » (puissance souscrite inférieure à 36 kVA) qui ne sont pas concernés par la fin des TRV. Les « bleu » s’adressent aux consommateurs particuliers mais aussi aux petites entreprises et à certains usages de collectivités (bâtiments, éclai-rage public).Au total, entre les collectivités et établissements publics et les entreprises, quelque 170 000 consommateurs en gaz naturel et 440 000 sites en électricité devront avoir souscrit un contrat d’approvisionnement en offre de marché dans moins d’un an (source CRE-Octobre 2014).

GARANTIR L’APPROVISIONNEMENTLa loi sur la Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité, dite loi Nome* (décembre 2010), vise à instaurer une réelle concurrence en don-nant à l’ensemble des fournisseurs un droit d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH*) à des conditions équivalentes à celles d’EDF.La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) est chargée de veiller au bon fonctionnement des échanges effectués dans le cadre de l’ARENH.

C’est elle qui établit, notamment, le partage des volumes alloués aux différents fournisseurs d’électricité sur des critères liés à la taille de leur portefeuille de clients. À l’heure actuelle, les approvisionnements des four-nisseurs alternatifs* proviennent de l’ARENH et d’achats, sur le marché de gros (gré à gré ou bourses d’énergie). La plupart des achats en bourse s’effectuent sur le marché à terme*.La loi comporte également des dispositions d’ordre technique tenant compte de caractéristiques qui font de l’électricité un produit pas comme les autres. Ainsi, en l’absence de solution de stockage en masse, l’équilibre entre production et consommation doit être assuré à chaque instant sous peine de provoquer un « black-out* ». La ges-tion de l’équilibre entre production et consommation est supervisée par RTE (Réseau de Transport d’Électricité) qui impose aux différents fournisseurs d’électricité un certain nombre de règles de fonctionne-ment et de sécurité (capacité à mobiliser des moyens de production, désignation d’un responsable d’équilibre* pour les sites alimentés par le fournisseur et prise en charge des écarts éventuels…).Nombre de facteurs peuvent influer sur la disponibilité des moyens de production (aléas techniques, conditions météorologiques pour les éoliennes et le solaire…) et sur le volume de la demande d’électricité (le climat par exemple : en France, une baisse d’un seul degré de la température en hiver entraîne un surcroît de consommation de plus de 2000 MW). Ainsi, ce qui fait le prix de l’électricité à un instant T, c’est avant tout le coût des moyens de production mis en œuvre pour satisfaire la demande. À chaque période correspond un prix ; c’est ce que l’on appelle les périodes horosaisonnières (heures pleines, heures

creuses en hiver et en été). Le profil de consommation du client, c’est-à-dire la façon dont il consomme sur les différentes périodes, est donc déterminant.Afin de garantir de façon pérenne l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité — autrement dit, rien moins que la sécurité d’approvisionne-ment en électricité du pays — l’article 6 de loi Nome impose à chaque four-nisseur d’électricité de disposer directement ou indirectement des capacités

de production ou d’effacement* suffisantes pour approvisionner ses clients en permanence. Pour ce faire, ils devront à partir de 2017,

présenter des « garanties de capacité » soit à partir de leurs propres capaci-tés de production, soit en pratiquant l’effacement de consommation, soit, enfin, en acquérant ces garanties auprès de producteurs d’électricité ou d’opérateurs d’effacement notamment sur le marché de gros de l’électricité.

BIEN PRÉPARER L’APPEL D’OFFRESPour les collectivités concernées, le compte à rebours est enclenché. Pourtant une bonne anticipation est un facteur clé de succès d’autant que les procédures d’achat public comportent des délais incompressibles : selon la taille de la collectivité et le périmètre de la procédure de mise en concurrence, l’ensemble des phases préalables au choix d’un fournisseur d’électricité peut s’étendre sur une dizaine de mois, voire davantage (voir infographie p. 17).Les petites communes dont la consommation d’électricité n’excède pas 2 000 MWh environ par an peuvent recourir à une procédure adaptée pour un marché d’un an (ou 1 000 MWh/an pour un marché de 2 ans), les autres collectivités sont soumises aux procédures formalisées d’appels d’offres. Point essentiel à définir, l’échelle à laquelle est passé l’appel d’offres. Nombre de paramètres spécifiques à chaque collectivité entrent en jeu, mais le champ d’intervention dévolu à l’intercommunalité en matière de développement durable sur un territoire cohérent (politique environnementale, transports, gestion des déchets, assainissement, plan

climat énergie) en font une maille pertinente pour un groupement de commandes.Pour une collectivité, la décision d’adhérer à un groupement doit cepen-dant faire l’objet d’une réflexion préalable visant à peser les avantages et les inconvénients. Le facteur fondamental du prix facturé n’est pas le volume de consommation mais plutôt le profil de consommation des sites. Une collectivité peut donc avoir intérêt à lancer elle-même son appel d’offres pour ses propres besoins. Un groupement rassemblant un trop grand nombre d’adhérents constituera probablement des lots. Cet allotissement, peut conduire les membres de groupement à conclure des contrats avec plusieurs fournisseurs, avec pour conséquence des coûts de gestion interne supplémentaires pour la collectivité : gestion de plusieurs contrats, plusieurs factures pour une même période, utilisation de plusieurs outils de suivi… Par ailleurs, les spécificités et attentes de chaque collectivité auront du mal à être toutes prises en compte dans le cahier des charges d’un groupement important. Joël Pattin, ingénieur en chef groupe énergie du Centre Hospitalier de Gonesse (95), a ainsi décidé de ne pas recourir au groupement achat des hôpitaux, en raison d’une extension de 90 000 m2 de son établissement qui demande un suivi spécifique, d’autant précise-t-il

L’électricité n’est pas un produit comme les autres

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que « le groupement facilite l’appel d’offres mais n’apporte pas nécessai-rement un grand avantage de coût ».Pour les petites collectivités, la mutualisation peut constituer un bénéfice indéniable dans la préparation de l’appel d’offres, du fait de la charge de travail associée. La définition du profil de consommation requiert ainsi la collecte de données pour chaque point de livraison d’électricité (bâtiments administratifs, groupes scolaires, ensembles sportifs, etc.). Pour les collec-tivités importantes, le nombre de sites peut s’élever à plusieurs centaines. Pour chaque consultation les cahiers des charges doivent spécifier les coordonnées complètes, le statut et la structure tarifaire actuelle (« jaune », « vert », éventuellement « bleu »), la puissance souscrite, la consommation par période, les courbes de charge pour les sites télérelevés ou encore les prévisions d’évolution de consommation, de mises en service et de sup-pression de points d’alimentation.Tous ces facteurs revêtent de l’importance car, au-delà du prix, l’optimi-sation de la consommation, l’identification des gisements d’économies permettent de bâtir un cahier des charges adapté aux besoins réels de la collectivité et de prévoir des dispositions contractuelles en conséquence.

Les services et outils de diagnos-tic et de conseil mis à la disposi-tion des collectivités par EDF et ses filiales Dalkia, EDF Optimal Solutions et NetSeenergy, per-

mettent au groupe EDF de répondre à des consultations exprimant des besoins en matière d’efficacité énergétique et donc pourvoyeurs d’écono-mie pour la collectivité.Avant de lancer son appel d’offres, la collectivité doit aussi opter pour la forme de contrat qu’elle entend passer (marché public classique, accord-cadre avec marchés subséquents), en définir la durée, la date d’effet et prévoir d’éventuelles options et variantes.

ATTENTION AUX ÉCONOMIES ANNONCÉESPour appréhender le poids du prix dans l’attribution d’un marché d’électricité, il faut savoir que la fourniture d’électricité représente entre 40 et 50 % du montant d’une facture. Le reste est constitué des coûts d’acheminement qui continuent de relever des pouvoirs publics (Tarifs

d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité - TURPE*) et des taxes et contributions.Ainsi une promesse de baisse de 5 % sur la fourniture d’électricité se traduira dans les faits par une baisse de l’ordre de 2 % sur la facture.Pour une petite commune, l’écart est de quelques milliers voire centaines d’euros sur une durée contractuelle de 2 ou 3 ans.Par ailleurs, en offre de marché, le prix de la fourniture résulte de façon très prépondérante des prix d’achat d’énergie par les fournisseurs sur le marché de gros (autrement appelés prix de sourcing) et/ou du prix fixé par décret par les pouvoirs publics dans le cadre du dispositif ARENH. Ces prix constituent les mêmes prix de référence pour tous les fournis-seurs. Viennent ensuite le coût de l’organisation commerciale et tech-nique pour assurer la bonne conduite du contrat (équipe dédiée, outil de suivi et de pilotage…) ainsi que les éventuels services d’accompagnement pour une meilleure efficacité énergétique du patrimoine de la collectivité.Au final, au-delà du prix du kWh, ce sont les prestations d’accompagne-ment qui permettent de réduire sa facture d’électricité.Dans ces conditions, faire du prix le plus bas le seul critère d’attribution d’un marché, c’est faire l’impasse, pour un gain potentiel limité, sur

la responsabilité sociale et environnementale du fournisseur, l’accom-pagnement dans le suivi et la maîtrise des consommations, la relation de proximité. Ces services sont pourtant essentiels pour optimiser sa consommation dans la durée, principal levier d’économies sur la facture d’électricité. Le courrier adressé aux consommateurs soumis à la fin des TRV par les ministères concernés en souligne l’importance : « Au-delà du prix, optimiser votre consommation, identifier vos gisements d’écono-mies et négocier des dispositions contractuelles adaptées sont des leviers utiles pour maîtriser votre budget énergie. »Si la moins-disance montre ses limites, le prix pèse généralement pour 60 à 70 % dans la pondération des critères de sélection. Aussi, les col-lectivités doivent-elles également attacher une importance majeure à la structure de ce prix. Au-delà des actions de maîtrise de la demande d’énergie (MDE), la construction des coûts de production de l’électricité (cf. plus haut) rendent un prix horosaisonnalisé* plus intéressant qu’un prix constant sur l’année, le profil de consommation impactant le prix bien plus significativement que le volume acheté.De même, doit être considérée l’alternative d’un prix fixe du kWh sur

la durée du contrat (le montant intègre alors une protection vis-à-vis des évolutions des prix de marché) ou d’un prix révisable (la transposition de la volatilité des prix dans le

prix du marché existe alors, mais le risque reste limité si la formule de révision repose sur le prix de l’ARENH fixé par décret par les pouvoirs publics).Il faut aussi savoir que, compte tenu des aléas de prix du marché de l’électricité, plus courte sera la durée de validité de l’offre, meilleur sera le prix proposé.Autre question : vaut-il mieux établir un contrat unique pour la four-niture et l’acheminement de l’électricité ou deux contrats distincts ? Le contrat unique permet à la collectivité de confier à son fournisseur la gestion de la relation avec le gestionnaire de réseau tout en lui main-tenant l’intégralité de ses droits. C’est donc la solution la plus simple pour le client notamment lorsqu’il s’agit d’un client multi-sites. Une seule facture est alors établie pour la fourniture et l’acheminement.Faut-il pour autant demander un seul prix regroupant fourniture et acheminement ? Le coût d’acheminement restant réglementé, des prix dissociés apportent une plus grande transparence : ainsi sur sa facture, le client voit le prix de la fourniture et le prix de l’acheminement affi-chés distinctement. Le prix de l’acheminement peut ainsi être le strict reflet du TURPE fixé par les pouvoirs publics, sans marge ni surcoût additionnels. Cependant, pour les sites à très forte consommation, la conclusion d’un contrat direct d’accès au réseau de distribution (CARD*) avec ERDF ou une Entreprise Locale de Distribution* (ELD) peut s’avérer préférable.

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L’optimisation des consommations, principal levier d’économie

Bien choisir sa structure de prix

EN SAVOIR

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À RETENIR…

L’offre transitoire de six mois pour la période du 1er janvier au 30 juin 2016 telle que prévue par l’article 25 de la loi n° 2014-344 du 17 mars 2014 relative à la consommation (loi Hamon) n’est pas compatible avec les règles de la commande publique pour les tarifs réglementés de vente prenant fin au 31 décembre 2015 (avis du Conseil d’État du 16 septembre 2014). En conséquence, les collectivités doivent se préparer dès à présent à mettre en place des contrats de fourniture prenant effet au plus tard au 1er janvier 2016.

• Guide ADGCF, en collaboration avec EDFhttp://www.adgcf.fr/58-431-79-fin-des-tarifs-electricite-etes-vous-prets.html

Et aussi :

http://www.developpement-durable.gouv.fr/Les-tarifs-reglementes-de-vente-de.html

• Disparition des tarifs réglementés

• CRE : guide des acheteurs professionnelshttp://www.cre.fr/documents/publications/guides-des-consommateurs-professionnels

• Conseils aux acheteurs publicshttp://www.economie.gouv.fr/daj/conseil-aux-acheteurs

• Energie-infohttp://energie-info.fr/Pro/Fiches-pratiques#fiche-67-accueil

• EDF Optimal Solutionshttp://www.edfoptimalsolutions.fr/nos-solutions/collectivites-territoriales.php

• di@lègehttp://collectivites.edf.com/economies-d-energie-et-co2/suivre-ses-consommations-d-energie/suivi-de-vos-consommations-47611.html

• Dalkiahttp://www.dalkia.fr/fr/

• NetSeenergyhttp://www.netseenergy.fr

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Face à la diversité des offres (selon la CRE, au 30 septembre 2014, envi-ron 20 fournisseurs nationaux et 160 fournisseurs locaux ou régionaux proposaient des offres à différents segments de clientèle), la collectivité doit, en premier lieu, s’assurer que les offres reçues sont comparables. Elle doit notamment vérifier qu’en cas de prix TTC attendus dans les offres, ces prix intègrent bien l’ensemble des taxes avec des taux et des assiettes identiques. De fait, une compa-raison des prix HT de fourniture semble judicieuse car plus simple.Pour les critères techniques, l’attention se portera sur les points favorisant l’opti-misation des consommations et la qualité du service sur la durée du contrat d’électricité : organisation commerciale mise en place pour le suivi du contrat, gestion des entrées et sorties de sites en cours de contrat, clarté et détail de la facturation, outil de gestion pour le suivi des consommations, alertes sur les dérives, interlocuteur privilégié, prestations de conseil pour l’optimisation des consommations et res-sources disponibles (experts, outils).Bien gérée, la fin des tarifs réglementés « jaune » et « vert » représente donc une véritable opportunité pour les collectivités de maîtriser voire réduire leur facture énergétique et ce faisant, de construire des terri-toires durables.

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Des critères clairs pour une qualité

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L E C O N S EI L G É N É R A L DE L A C H A R EN T E, U N PI O N N I ERSi un grand nombre de collectivités n’a pas encore choisi son fournisseur d’énergie aux conditions du marché, d’autres ont voulu anticiper l’échéance. C’est le cas du conseil général de la Charente, qui a mis en place dès septembre 2013 son contrat d’achat de gaz au tarif déréglementé. Pour l’électricité, l’appel d’offres a été lancé en janvier 2014, avec un délai de réponse de six mois pour un début de contrat au 1er janvier 2015.

Le conseil général a placé son action dans le cadre de son Agenda 21, ce qui l’a amené à se montrer très attentif et précis dans la collecte des données de

consommation et de suivi de l’ensemble des 170 sites de son patrimoine. Ce travail a permis une analyse très fine des offres, qui a débouché sur le choix d’EDF. Le marché est fondé sur un accord-cadre et des marchés subséquents attribués sur la base du critère prix mais aussi de critères techniques, de façon à retenir l’offre la mieux-disante. « On ne juge pas au prix du kWh, mais sur un prix ramené à une consommation de référence annuelle, site par site et horosaisonnalisé » explique Jean-Paul Motet, chef du service patrimoine collèges, responsable énergie des bâtiments départementaux du

conseil général. Pour lui, la MDE est essentielle car « elle permet, sans gros investissement, de réaliser de 2 à 5 % d’économie sur la facture ». Le conseil général réalise ainsi une économie annuelle de l’ordre de 10 000 €, par l’analyse des courbes de charge effectuée dans le cadre du contrat passé avec EDF. Certains sites étant labellisés au niveau européen, le contrat comporte une option d’achat sur énergie verte à un prix du kWh proche du tarif de base.Les marchés ont été conclus pour deux ans avec une alter-nance entre le gaz et l’électricité, « un rythme soutenu autorisé par la qualité de nos fichiers et l’utilisation de di@lège, un outil de suivi avancé des consommations sur Internet », observe Jean-Paul Motet.

ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique)

Disposition de la loi NOME donnant accès à la production du parc nucléaire aux conditions d’EDF à tous les fournisseurs d’électricité. Le prix de l’ARENH fixé par les pouvoirs publics est de 42 €/MWh actuellement.

BLACK-OUT Panne de courant à grande échelle.

CONTRAT CARDContrat passé entre un consommateur et un distributeur d’électricité. Il doit être complété par un contrat de fourniture d’électricité.

EFFACEMENTAbsence ou report de consommation d’électricité pendant une durée donnée.

ENTREPRISES LOCALES DE DISTRIBUTION (ELD) Elles assurent le service public de distribution de l’électricité sur leur zone de desserte exclusive.

FOURNISSEUR ALTERNATIF Entreprise qui ne commercialise une énergie qu’en offres de marché.

FOURNISSEUR HISTORIQUEEntreprise qui commercialise une énergie à des tarifs réglementés (EDF et les ELD pour l’électricité ; GDF SUEZ, Tegaz, les ELD et leurs filiales pour le gaz).

HOROSAISONNALISÉ Un même volume de consommation n’engendre pas les mêmes coûts de réseaux selon l’heure et la période de l’année. Ainsi, durant les heures de pointe, un surplus de soutirage engendre des coûts de pertes et de développement des infrastructures plus importants que durant les heures pleines ou creuses. Les utilisateurs sont dès lors incités à déplacer leurs consommations des heures les plus chargées aux heures les moins chargées pour les réseaux, ce qui permet de minimiser, à terme, les charges liées à l’utilisation des réseaux publics d’électricité.

LOI NOME (Nouvelle organisation du marché de l’électricité)

Promulguée le 7 décembre 2010, elle organise l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité et du gaz.

MARCHÉ DE GROSMarché où l’électricité et le gaz sont négociés avant d’être livrés aux clients finals. Les transactions s’opèrent sur des Bourses ou de gré à gré.

MARCHÉ À TERMEPour minimiser le risque de volatilité du marché au comptant, les acteurs du marché de l’électricité négocient des contrats de vente/achat à horizon de semaines, mois, voire années à un prix négocié à la date du contrat. Ces prix servent de base au tarif proposé aux clients finals.

OPÉRATEUR D’EFFACEMENTPersonne morale habilitée à solliciter de façon ponctuelle un ou des consommateurs finals pour diminuer temporairement le soutirage d’électricité sur les réseaux publics d’un ou plusieurs sites, par rapport à un programme prévisionnel ou à une consommation estimée.

RESPONSABLE D’ÉQUILIBREPersonne morale ayant signé avec RTE un accord engageant à compenser financièrement les écarts constatés a posteriori, dans le périmètre d’équilibre, entre l’électricité injectée et celle consommée. Les écarts négatifs doivent être compensés financièrement par le responsable d’équilibre à RTE, les écarts positifs par RTE au responsable d’équilibre.

TURPE Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) ont été fixés par la loi du 10 février 2000. Cette loi précise que les modalités de mise en œuvre et les évolutions de ce tarif sont définies par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et approuvées par décisions ministérielles. Ce tarif est payé par tous les utilisateurs des réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité et est conçu pour apporter un financement à l’entretien, à la gestion et au développement de ces réseaux.

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GLOSSAIRE

Autres glossaires http://www.erdf.fr/glossaire?glossary=P&defindex=18 http://energie-info.fr/Pro/Glossaire#A

EN SAVOIR

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EN SAVOIR

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edfcollectivités.fr, rubrique

« Économie d’énergie et CO2 »

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FIN DES TARIFS RÉGLEMENTÉS : ÊTES-VOUS PRÊTS ?

À la fin septembre 2014, sur un total de 666 000 sites alimentés en gaz naturel,

366 000 avaient franchi le pas et 187 000 d’entre eux avaient opté pour un fournisseur alternatif, dont EDF.Comme pour l’électricité, bien que moins nombreux, un certain nombre d’éléments doivent être fournis pour l’appel d’offres : identifiant du site (point de comptage et estimation), adresse, consommation annuelle de référence, profil et historiques de consommation. En règle générale, le choix du pouvoir adjudicateur se porte sur un contrat unique qui couvre à la fois la fourniture de l’énergie et

son acheminement. Pour diverses raisons, certains consommateurs peuvent opter pour un accès direct au gestionnaire de réseau de distribution dont le rôle et la responsabilité se trouvent alors spéci�és dans le contrat passé avec le fournisseur. Les clients dont le compteur mesure 16 m3/h ou plus, ou dont la consommation est télérelevée, peuvent, quant à eux, négocier et conclure un contrat séparé avec le gestionnaire de réseau. Pour les clients équipés d’un compteur mesurant un débit supérieur à 100 m3/h, la conclusion de deux contrats est nécessaire. Contrat unique ou contrat séparé, le prix du gaz est déterminé dans le

contrat passé avec le fournisseur. La structure du prix du gaz mais aussi la possibilité de stockage de cette énergie permettent de parvenir à des gains bien plus signi�catifs que pour l’électricité.

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• Gazhttp://www.developpement-durable.gouv.fr/Les-tarifs-reglementes-de-vente-du.html

• Liste des fournisseurs nationauxhttp://calculettes.energie-info.fr/fichier/Liste_Fourn_Professionnels.pdf

EN SAVOIR

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FIN DES TARIFS : L E G A Z A U S S IPour les consommateurs de gaz de plus de 200 MWh/an, les tarifs réglementés ont pris fin le 31 décembre 2014. Pour ceux dont le volume dépasse 30 MWh/an, le passage en offre de marché devra, à l’instar de l’électricité, être effectué d’ici au 1er janvier 2016.