Comment les fournisseurs s’approvisionnent « EN GROS » en électricité ?

dimanche 15 mars 2015
par  EcoEnergieTech
popularité : 3%

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On confond souvent les rôles de producteur et fournisseur d’électricité, en pensant qu’un fournisseur d’électricité doit forcément s’appuyer sur un parc de centrales de production. Il n’en est rien !

On peut tout à fait imaginer un producteur d’électricité (qui exploite des centrales nucléaires, ou à gaz, ou à charbon, voire des éoliennes ou des centrales hydrauliques…) qui revend l’intégralité de sa production sur les « marchés de gros » de l’électricité.

De la même façon, un fournisseur d’électricité peut parfaitement alimenter ses clients sans posséder la moindre centrale : il doit alors s’approvisionner sur les mêmes « marchés de gros » de l’électricité.


 L’électricité, un produit pas comme les autres…

Comment fonctionne ce marché ? A peu près de la même manière que pour tout autre produit (une action, le pétrole, ou le blé…), c’est à dire via une bourse organisée, ou des échanges gré-à-gré entre acteurs. Avec une spécificité de taille : l’électricité ne se stocke pas, ce qui a des conséquences sur la façon de s’approvisionner en électricité et sur l’évolution des prix

L’électricité ne peut être stockée, d’où la nécessité d’ajuster quasiment en temps réel la production et la consommation. Or, la demande d’électricité peut fluctuer dans la journée et sur l’année (variations horo-saisonnières) de manière parfois difficilement prédictible (canicule de 2003). L’équilibrage entre l’offre et la demande n’est possible que si des « surcapacités » permanentes sont mobilisables rapidement en période de pointe. Pour optimiser la production d’électricité, le parc de production doit être diversifié. Pour répondre à la demande de base (minimale et prévisible, ce que l’on appelle « le ruban »), on privilégie les techniques à fort coûts fixes et faibles coûts variables. A l’inverse, pour la demande de pointe (fluctuante et imprévisible, « la dentelle »), on mobilise les centrales au charbon, au fioul ou au gaz, plus flexibles, qui ont de faibles coûts fixes mais de forts coûts variables. Ainsi en France, lorsque les capacités de production nucléaires ou hydrauliques s’avèrent insuffisantes pour satisfaire toute la demande, ce qui est le cas près de 90 % du temps, le recours aux énergies fossiles devient incontournable. Les spécificités du marché électrique et la diversité des technologies mobilisées pour produire l’électricité interviennent directement sur les effets attendus du fonctionnement du marché.


On distingue deux sortes d’achat d’électricité sur les marchés de gros :

  • les achats à terme, qui correspondent à une consommation future, par exemple l’année suivant l’achat. On parle d’achat de produit « Forward » (dans le cas d’un achat en gré-à-gré) ou « Future » (dans le cadre d’un achat sur une bourse organisée) ;
  • les achats d’équilibrage au fil de l’eau, appelés communément « au Spot », qui correspondent à la consommation du lendemain. La spécificité du produit électricité est fortement liée à ces achats au « Spot », qui servent à équilibrer.

 L’approvisionnement… Prévoir la consommation.

Prenons le cas cas d’un fournisseur d’électricité qui souhaite alimenter son portefeuille de clients mais qui ne dispose pas de centrale de production. Il doit alors s’approvisionner sur les marchés de gros.

Principale difficulté : l’électricité ne se stocke pas. Ce fournisseur va donc devoir acheter de l’électricité, pour une quantité correspondante à l’énergie consommée par ses clients, au pas horaire !

A savoir : durant toute la durée des contrats de ses clients finaux, et pour chaque heure, le fournisseur doit acheter la bonne quantité d’électricité. Rappel : il y a 8 760 heures dans une année…

Première chose à faire : prévoir sa consommation ! Une fois ce travail de prévision mené, le fournisseur dispose de la consommation prévisionnelle de son portefeuille sur toute la durée des contrats.

Il peut alors s’approvisionner : on dit qu’il « couvre », ou qu’il « hedge » sa consommation. Continuons notre exemple du fournisseur souhaitant couvrir sa consommation et, pour simplifier, plaçons-nous en 2014 pour une consommation en 2015, sur une année civile.


 L’achat initial, « à terme » : sécuriser sa prévision de consommation

Le graphique ci-dessous (courbe de charge) représente la prévision de consommation, au pas horaire, du portefeuille de notre fournisseur (client).
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Le fournisseur effectue donc des achats à terme pour couvrir cette consommation.

Ces achats peuvent être réalisés soit en gré-à-gré auprès d’un producteur d’électricité (on parle alors d’échange OTC pour « Over The Counter », ou via une bourse organisée, comme EEX en Europe (https://www.eex.com).

Le principe est simple : il s’agit d’acheter des quantités d’électricité, selon plusieurs formats classiques. On parle de « produits de marchés » :

  • produit « Base » : quantité d’électricité de puissance constante toute l’année ;
  • produit « Peak » : quantité d’électricité de puissance constante de 8h à 20h du lundi au vendredi, nulle les autres heures de l’année.

On peut aussi parler de produit « Off Peak », il s’agit de toutes les heures hors « Peak ».

Ces produits peuvent être achetés sur plusieurs horizons de temps : une année civile, un trimestre, un mois…

Mais selon certaines règles : par exemple, on peut acheter un produit annuel jusqu’à 3 ans à l’avance (2014 pour 2017). Il s’agit des produits futurs. Pour des produits trimestriels ou mensuels, le délai est plus court.

Le fournisseur doit donc sans cesse adapter ses achats selon les produits disponibles sur le marché. En pratique, cela peut s’assimiler à un jeu de construction : couvrir sa consommation avec les produits disponibles sur le marché. Attention, dans certains cas, il faut aussi revendre l’énergie achetée en trop ! Le graphique ci-dessous montre ce que peut être un résultat de ce jeu de construction :
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Ce « jeu de construction » est un des secrets de fabrication des fournisseurs. En effet, on voit bien qu’il existe plusieurs méthodes pour couvrir un même profil de consommation : plusieurs produits à acheter ou à vendre, à des horizons de temps différents… C’est ce qu’on appelle la « stratégie de couverture ». Chaque fournisseur détermine la sienne et cherche sans cesse à l’optimiser (pour optimiser ses coûts d’approvisionnement) : qui dit bonne stratégie de couverture dit prix compétitifs

Un fournisseur pur doit donc résoudre en permanence l’équation
suivante : optimiser ses coûts d’approvisionnement (qui jouent un rôle critique sur
son équilibre financier) en minimisant ses risques.

Conséquences pour le client :

Pour composer votre prix, le fournisseur achète donc 2 produits sur le marché de l’électricité :

- Baseload (BL) : puissance constante sur toute la période
- Peakload (PL) : puissance du lundi au vendredi, de 8h à 20h

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- Plus vous avez des pics de consommation (en dentelle, imprévisible), plus votre prix se rapproche du produit PL, soit environ 56 €/MWh (ex : une usine dont les horaires de production sont ponctuelles sur une journée de 7h à 17h avec des appels de puissance variables)

- Plus vous avez une consommation qui reste stable tout le temps (en ruban, prévisible), plus votre prix se rapproche du produit BL, soit environ 43 €/MWh (ex : une entreprise avec des groupes froids, des serveurs etc...)

Cependant, on le constate bien sur le graphique ci-dessus : il est impossible de couvrir exactement un profil de consommation au pas horaire avec des produits standards de marché. C’est une des grandes difficultés des fournisseurs : ils doivent sans cesse compléter/ajuster leur approvisionnement par des achats au pas horaire, en spot (couverture de la dentelle). Or, la seule façon d’acheter de l’électricité au pas horaire est d’attendre (l’électricité ne se stocke pas)… la veille du jour de consommation (produits spot) !


 L’achat au fil de l’eau « au Spot » : s’équilibrer au fil de l’eau

Chaque jour, le fournisseur doit ajuster sa prévision de consommation, au pas horaire, pour le lendemain. Il peut alors procéder aux achats et reventes, au pas horaire, nécessaires à couvrir exactement la consommation de ses clients, pour chaque heure. Dans ce cas, contrairement aux achats « à terme », il n’a plus de stratégie de couverture : il faut tout couvrir, à tout prix. Tout MW consommé et non couvert sera sinon payé encore plus cher.

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Les prix Spot sont le résultat d’un mécanisme dit de « Fixing » : chaque jour, tous les acteurs du marché (producteurs, fournisseurs, traders…) centralisent leur besoins en électricité, en achat comme à la vente, au pas horaire. La bourse du Spot (http://www.epexspot.com/) calcule alors le prix résultant de l’offre et de la demande, au pas horaire.

Par exemple, un fournisseur qui souhaite acheter 1 MWh, de 18h à 19h, pour le lendemain, en informe la bourse Spot la veille au matin. Dans l’après-midi, on l’informe qu’il devra payer ce MWh à un prix déterminé par le Fixing. Conséquence : les prix peuvent évoluer de façon très brutale, en fonction de la variation de la consommation. On dit que le prix de l’électricité est très « volatile ».


 Spot vs Future

Le fournisseur s’approvisionne donc pour une :

- couverture avec des produits à terme (d’après la prévision de consommation) —> Annuels / trimestriels et mensuels ;
- couverture avec des produits spot (pour équilibrage de la prévision) —> Peakload, Baseload, Offpeak.

La bourse offre donc différents produits pour différents besoins :

- Marché spot —> fournit une référence de prix de court terme pour gérer le "risque volume" (Marchés Day-Ahead) ;
- Marché des dérivés —> fournit une référence de prix de moyen terme pour gérer le "risque prix".


 French Financial Futures | EEX Power Derivatives. Evolution du prix de l’électron, marché de gros


 Le fournisseur peut également s’approvisionner en ARENH

- Principe : l’ARENH (Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique) a été mis en place afin d’améliorer la concurrence. En effet, le fait qu’il existe des tarifs réglementés et que les fournisseurs alternatifs ne puissent pas accéder à des sources d’électricité économiquement aussi intéressantes que le parc nucléaire utilisé par EDF (en situation de quasi monopole), sont des obstacles à la naissance d’une vraie concurrence. Cela consiste à mettre à disposition des fournisseurs alternatifs pour le compte de leurs clients une partie de la rente nucléaire d’EDF.

- Prix  : le prix ARENH est décidé par décret. Il est à 42 €/MWh actuellement

- Droit ARENH : la génération du droit ARENH d’un client est conditionnée par sa façon de consommer. Plus vous consommez pendant les heures creuses ARENH, plus votre droit est important.

Calcul des droits ARENH en 2015 :

Droit ARENH = moyenne de la puissance consommée toutes les heures de juillet et août et de la puissance consommée pendant les heures creuses de 1h à 7h d’avril à juin et de septembre à octobre + toutes les heures des samedi, dimanches et jours fériés.

Sous l’effet de la baisse des prix du CO2 et du charbon, puis du pétrole, les prix du marché de gros de l’électricité sont tombés en dessous de l’ARENH.


 L’achat subi : les « écarts » et l’équilibrage du réseau électrique

Et ce n’est pas fini ! Parce que si la somme des achats réalisés sur les marchés à terme et au spot couvrent parfaitement la prévision de consommation… Et bien la prévision n’est jamais parfaite !

Si, par exemple, un fournisseur prévoit, pour une heure donnée, une consommation de 100 MWh, il se couvre logiquement à hauteur de 100 MWh (il achète 100 MWh d’électricité pour cette heure-là). Et si son portefeuille de clients consomme finalement 101 MWh ? Ses clients sont-ils coupés ? Bien sûr, non.

Le gestionnaire de réseau de transport, RTE, est garant de l’équilibre physique du réseau ; il fait en sorte que chaque client soit alimenté en continu. Mais, pour autant, il faut bien que quelqu’un l’achète, ce MWh manquant !

C’est le rôle du Responsable d’Equilibre, ou « RE ». Afin d’avoir le droit d’alimenter des clients, tout fournisseur d’électricité a l’obligation de désigner son RE vis-à-vis de RTE. La plupart du temps, un fournisseur est d’ailleurs son propre RE.

RTE facture à chaque RE, pour chaque heure, l’électricité manquante ou excédentaire.

Il s’agit, pour le RTE, d’acheter, ou revendre, pour chaque heure, l’écart entre la consommation prévue et la consommation constatée du fournisseur.

Bien entendu, ce n’est pas bon marché ! Par construction, ces prix ne peuvent pas être plus intéressants que le prix Spot, pour une heure donnée…

Si l’écart du RE était dans le « bon sens » (pour équilibrer le réseau), le prix facturé par RTE est le prix Spot. En revanche, si l’écart du RE avait tendance à aggraver l’équilibre global du réseau à cette heure-là… La facture peut être élevée !

Chaque fournisseur / RE est ainsi incité à prévoir au mieux sa consommation afin de ne pas déséquilibrer le réseau électrique.


 Prévoir la consommation d’électricité est un art !

Afin de pouvoir s’approvisionner en électricité, chaque fournisseur doit estimer sa consommation future. Il s’agit de prévoir la consommation d’électricité de ses clients, au pas horaire, sur plusieurs années (certains contrats de fourniture d’électricité peuvent durer 3 ans).

C’est un sujet central pour tout fournisseur d’électricité : pas de bon achat sans bonne prévision. La prévision est un art difficile, surtout quand il s’agit de l’avenir…

Il s’agit d’estimer le nombre et la taille des clients, bien entendu, mais aussi la température, le vent, la couverture nuageuse… Autant de paramètres qui font le bonheur des mathématiciens prévisionnistes. Certains vont même jusqu’à suivre le taux de divorce ! La raison : un foyer unique consomme moins d’électricité que deux foyers séparés…

Autres paramètre essentiel pour la consommation des clients industriels : la conjoncture économique. C’est un fait : la mesure de la consommation d’électricité est un indicateur particulièrement fiable de l’activité économique d’un pays. « Dis-moi combien d’électricité tu consommes, je te dirai qui tu es ».


 Constitution d’une offre de marché

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1/ Coût de la fourniture (le prix varie selon le fournisseur)

  • Coût du "sourcing" (prix de l’électron)
    • Part ARENH —> Réglementé
    • Complément de ruban valorisé au prix de marché
    • Dentelle valorisée au prix de marché
  • Mark-up (majoration) de risques pour couvrir :
    • Aléas de volume du client
      • Thermosensibilité
      • Aléas industriels des clients
    • Mécanisme d’ajustement, risques d’arbitrage, durée de validité des offres.
  • Coûts commerciaux
  • Marge

Vous pouvez donc opter pour :
- Un prix avec ou sans ARENH : votre fournisseur alternatif doit pouvoir vous proposer un niveau d’ARENH garanti.

- Un prix unique sur l’année ou prix en fonction des heures : votre fournisseur alternatif doit pouvoir vous proposer un prix fixe ou un prix indexé, selon votre façon de consommer et votre stratégie d’achat.

NB : Offre à prix fixe avec ARENH : Volume Arenh x prix Arehn + volume haut de courbe x prix Marché, mais le prix de l’Arenh va certainement monter et le volume risque d’être modifié en cours de contrat, imposant au client de prendre une nouvelle position marché en cours de contrat (dans le cas d’un niveau ARENH non garanti).

2/ Transport (> 50 kV) / Distribution (≤ 50 kV) —> Réglementé (même prix pour tous les fournisseurs)

Vous pouvez opter pour :

- LE CONTRAT D’ACCÈS AU RÉSEAU DE DISTRIBUTION
(CARD) (2 contrats, 2 factures) :

- une facture établie par le fournisseur pour la partie fourniture de l’énergie,
- une facture établie par le gestionnaire de réseau pour la partie acheminement.
Ce type de contrat présente un coût de gestion annuel supérieur à celui du contrat unique (rapport de 1 à 10 )

- LE CONTRAT UNIQUE : UNE GESTION UNIFIÉE (1 contrat, 1 facture)
Ce contrat couvre à la fois la fourniture en énergie et l’accès au réseau de distribution. Comme son nom l’indique, cette possibilité consiste à ne signer qu’un seul contrat avec le fournisseur. C’est la solution préconisée afin de simplifier la gestion. Celle-ci bénéficie des mêmes droits vis-à-vis du gestionnaire du réseau que si elle avait conclu un CARD. Le fournisseur assure alors un rôle d’intermédiaire. Il facture à la fois la fourniture d’énergie et l’acheminement (le TURPE) qu’il reverse au gestionnaire du réseau. Le client ne reçoit donc qu’une seule facture.

- Pour les sites en CARD, le Responsable d’Équilibre est choisi librement. Ce n’est pas nécessairement le fournisseur, le client pouvant être son propre Responsable d’Equilibre. Le coût des écarts (mesures correctives) sera alors facturé directement au client par le gestionnaire de réseau.
- Pour les sites en CONTRAT UNIQUE (préconisé), la loi impose que le fournisseur soit de fait le RESPONSABLE D’ÉQUILIBRE.

En contrat unique, lorsque le prix couvre à la fois la fourniture et l’acheminement, on parle de prix intégré. Lorsque les prix sont distincts, on parle de prix dissociés.

- Le prix intégré :
Il regroupe le prix de la fourniture et le coût de l’acheminement de l’électricité, et se traduit par des lignes de facturation couvrant ces deux postes. On parle de prix « rendu site ». Dans ce cas de figure, les prix engagent le fournisseur sur les deux volets : fourniture et acheminement de l’électricité (hors éléments variables : réactif, dépassement…). Le fournisseur se sera préalablement couvert : son prix d’acheminement intégrera une marge visant à couvrir les évolutions tarifaires de l’acheminement (TURPE) pendant la durée du contrat (dans le cas où le fournisseur prévoit de garantir le prix quelque soit les évolutions —> Prix garantis).

- Le prix dissocié :
Sur une même facture il se traduit par des lignes spécifiques pour la fourniture et l’acheminement. Selon les fournisseurs, le coût de l’acheminement et les modifications tarifaires décidées par les pouvoirs publics peuvent être répercutés au client, à l’euro près sur la facture. Dans ce cas, le prix dissocié garantit la transparence sur la facturation de l’acheminement pour chaque site selon
la grille tarifaire en vigueur du TURPE.

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Pour plus de transparence, il est conseillé de recourir à des prix dissociés : le prix de la fourniture, d’une part, et celui de l’acheminement, d’autre part, le coût de l’acheminement étant refacturé près sur la base du TURPE en vigueur.

3/ Taxes —> Réglementé

CTA (Contribution Tarifaire d’Acheminement) : cette taxe varie selon le fournisseur
Autres taxes : mêmes taxes pour tous les fournisseurs.

La clé de compréhension du prix de l’électricité réside avant tout dans le profil de consommation, à savoir la combinaison entre la puissance appelée et
le moment de consommation (jour/nuit, hiver/été).
Ce dernier élément est décisif dans la construction du prix. A contrario, l’effet volume sur le prix n’intervient qu’à la marge, contrairement à ce que l’on pourrait penser.


 La fin des TRV

La fin des TRV a été décidée pour une mise en conformité avec le droit européen

Les tarifs réglementés de vente sont proposés par les fournisseurs historiques (GDF Suez et les ELD en gaz naturel – EDF et les ELD en électricité) et sont fixés par le gouvernement.

ELD = entreprises locales de distribution

Article L. 337-9 du code de l’énergie :
Prévoit qu’à compter du 1er janvier 2016 les clients ne bénéficieront plus des TRVE pour leurs sites en France métropolitaine continentale dont la puissance souscrite est strictement supérieure à 36 kVA.

Article 25 de la loi du 17 mars 2014 relative à la consommation :
A modifié l’article L. 445-4 du code de l’énergie en introduisant des dispositions visant à l’extinction progressive des TRVG pour les consommateurs non domestiques, en trois étapes :
- trois mois après la publication de la loi pour les consommateurs raccordés au réseau de transport (18 juin 2014) ;
- le 31 décembre 2014 au plus tard pour les consommateurs non domestiques dont la consommation annuelle est supérieure à 200 000 kWh ;
- le 31 décembre 2015 au plus tard pour les consommateurs non domestiques dont la consommation annuelle est supérieure à 30 000 kWh.

Les consommateurs devront avoir souscrit avant les dates de fin des TRV les concernant un nouveau contrat en offre de marché avec le fournisseur de leur choix.

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Quel dispositif en cas d’absence de conclusion d’un contrat avant la date de suppression -des TRV ?

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Comment changer d’offre ?

La sortie des TRV se fait sans frais* et sans préavis de résiliation :

- Avec son fournisseur actuel 
- Ou avec un nouveau fournisseur

* Sauf en électricité, en cas de modification des puissances souscrites moins de 12 mois avant de quitter les TRV

Dans ce cas, le fournisseur historique est en droit de demander une indemnité correspondant au montants des primes fixes dues pour l’électricité effectivement consommée.

Ceci pour éviter un bénéfice du client avec un abaissement des puissances sur les périodes arrangeantes et un retrait sur les périodes à forts appels de puissances.

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 Le monde dérégulée :

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Production = ouvert à la concurrence (EDF à 90 %, CNR, ENDESA FRANCE)
Transport = régulé, RTE = autoroutes
Distribution = régulé ERDF = TURPE = routes

L’acheminement repose sur la puissance souscrite au soutirage et l’énergie à l’injection.


 Tarif réglementé VS Tarifs exercés

Les tarifs réglementés en France aujourd’hui :
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Verts A = raccordés au réseau de distribution
Verts B et C = raccordés au réseau de transport

1/ : Tarifs calculés sur la base d’un profil (profilés ou indexés) :
leur consommation est suffisamment caractéristique pour être modélisée à travers un profil type de consommation. Ils sont facturés sur la base des index relevés par le gestionnaire du réseau de distribution. Ces informations (consommation par poste horosaisonnier et puissance souscrite…) figurent sur la facture d’électricité et le feuillet de gestion annuel au tarif réglementé de vente, disponible gratuitement auprès de votre fournisseur historique dans le cadre des tarifs réglementés de vente.
- L’immense majorité des compteurs en France ; ils sont relevés 1 à 12 fois par an.
- Le fournisseur ne connaît pas votre façon exacte de consommer et vous présente un prix sur la base d’un profil type proposé par le réseau ; vous êtes régularisés sur la base des consommations réelles connues lors du relevé effectué par le réseau.

2/ : Tarifs calculés sur la base d’une télé-relève (télé relevés)  :
(relevé de la puissance appelée toutes les dix minutes). L’ensemble de ces points constitue la courbe de charge
- Relevé par liaison téléphonique durant la nuit, de l’énergie consommée les 24h précédentes, au format « 10 minutes ».
- Les télé-relèves sur 1 an constituent une « courbe de charge » : votre fournisseur connaît exactement votre consommation et vous propose un prix au plus près de votre façon de consommer.

Si la grande majorité des sites au tarif vert ont sur leur site un compteur télé-relevé, lorsque la puissance souscrite du compteur est inférieure à 250 KVa, le réseau ne conserve pas les télé-relèves et le calcul des tarifs se fait sur la base d’un profil, comme pour les tarifs jaunes ou bleus.

Qu’est ce qui change :

- Décomposition des prix :

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- Différents tarifs de distribution :
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 Quels éléments sont nécessaires pour une cotation ?

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Le fichier « Points 10 minutes » (ou courbe de charge, ou courbe de mesure) est un fichier informatique regroupant les télé-relevés de puissances effectués toutes les 10 minutes sur une période d’un an ; il permet au fournisseur de connaître exactement votre façon de consommer et de vous proposer un prix en conséquence.


 Les leviers pour acheter de l’énergie dans un marché dérégulé

Les bonnes pratiques d’achat :

- Suivre le cours de l’énergie
— > vérifier que la marge du fournisseur n’augmente pas d’une période à l’autre
- Acheter au bon moment
- Contracter en profitant des opportunités.
— > les prix sont volatiles, bourse de l’électricité
- Réactivité de l’offre (plus courte possible)
— > plus court est le délai de validité meilleur est le prix. En effet, pour la fourniture d’électricité, cette durée de validité peut avoir un impact sur le prix remis : en effet, entre le moment de la remise de l’offre et celui où le client attribue le marché au fournisseur, les prix sur le marché continuent de fluctuer. C’est au moment où le marché est notifié que le fournisseur va réserver l’énergie nécessaire pour son client. Il doit donc intégrer dans son offre une couverture sur le prix remis pour se prémunir des hausses éventuelles.
- Maîtriser sa consommation :

  • Bien connaître sa répartition des consommations en heures creuses et heures pleines, et voir comment déplacer des consommations vers les heures creuses (-impact favorable sur le volume d’électricité de bas de courbe achetable au prix ARENH fixé par les pouvoirs publics).
  • Un profil prévisible et stable (courbe de charge lissée)
  • Donner des prévisions de consommations fiables au fournisseur
  • Possibilité multi sites ou groupement : foisonnement
  • Possibilité de s’engager sur un volume (take or pay)
    — > Obligation de rester dans un tunnel de consommation, si vous sortez de cet engagement en consommant moins ou plus que votre engagement, vous payez des pénalités qui sont définies dans le contrat (saisonnalisés ou annualisés).
  • Possibilité de s’effacer
  • Poids du contrat (durée et volume)
  • Examiner les possibilités de plafonnement de la CSPE.

Optimiser son achat d’électricité suppose donc de bien comprendre et d’évaluer ses principaux usages pour définir au mieux son besoin.


 Optimiser son contrat de distribution

Les bonnes pratiques d’optimisation :

1. Baisse de la puissance souscrite :
— >- Baisse de la part fixe Distribution et de la CTA

2. Optimisation des puissances souscrites par périodes, en respectant la règle suivante :
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Exemple de moyens nécessaires :
- Analyse des consommations passées
- Programmation de la marche des équipements
Conséquences :
— -> Baisse de la part fixe Distribution et de la CTA
— -> Baisse de la part variable à consommation identique

3. Eviter les dépassements de puissance et les dépassements de réactif.

4. Faire plusieurs simulations des coûts de distribution pour choisir la meilleure option.

Dans tous les cas, il est nécessaire de bien connaître son profil de consommation. Le contrat de distribution est mono-site. Pas de foisonnement possible avec d’autres sites


 Stratégie de prix

- Prix unique annuel ou prix horosaisonnalisé ?

Comme déjà évoqué, le prix de l’électricité résulte du moment où elle est consommée et des moyens de production mis en œuvre à ce moment-là pour satisfaire la demande. Il est donc nécessaire de disposer d’une structure de prix organisée par période horosaisonnalisée. Il s’agit d’un intervalle de temps sur lequel les coûts de production sont relativement homogènes.Par exemple, en période de pointe de consommation, des moyens de production plus coûteux sont démarrés pour satisfaire la demande et éviter une rupture d’approvisionnement.

L’horosaisonnalité (ex : Heures Pleines vs Heures Creuses, Eté versus Hiver) favorise une meilleure maîtrise de la consommation : on a tout intérêt à consommer aux heures les moins coûteuses quand cela est possible, et à maîtriser ses consommations pendant les heures les plus chères.

Pour rechercher l’optimum technico-économique, mieux vaut donc privilégier une structure de prix horosaisonnalisés qui sera généralement plus compétitive.

- Prix ferme/fixe ou prix indexé ?

Le choix entre prix ferme et prix indexé dépend des attentes et des engagements que le client est prêt à prendre.

- Dans le cas du prix ferme, le client bénéficie d’un prix stable sur la durée du contrat, en contrepartie d’une couverture de risque intégrée dans le prix. Cela ne signifie pas pour autant pour le client un budget ferme, celui-ci dépendant également du volume consommé. Néanmoins si le volume est table et maîtrisé, il est possible de prévoir une "enveloppe budget fourniture" pour les années à venir (gestion anticipée et sans surprises).

La simplicité apparente du prix unique annuel (non horosaisonnalisé) peut sembler attractive autant en terme de facturation qu’en terme de comparaison des offres. Mais ce prix peut en fait s’avérer plus élevé car il intègre un surcoût lié au risque que veut couvrir le fournisseur pour se prémunir d’une éventuelle déformation du profil de consommation de son client.

- Pour le prix indexé, et comme pour tout achat, la formule de révision doit refléter la structure du coût du produit acheté (en l’occurrence, l’électricité). Comme évoqué précédemment, le législateur a prévu dans le cadre de la loi NOME de faire bénéficier tous les fournisseurs de la compétitivité du coût de production de l’électricité produite
par le parc nucléaire historique. Ce bénéfice est appelé « droit à l’ARENH ». Les droits à l’ARENH sont fonction de la puissance moyenne appelée à certaines heures creuses de l’année. Le prix de l’ARENH est fixé par les pouvoirs publics. Il est actuellement de 42€/MWh. Les prix unitaires d’une offre de fourniture électricité indexée sur l’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.

Si le prix est indexé sur le prix de l’ARENH :
- L’évolution du prix est donc régulée par la loi,
- Cette indexation assure une cohérence entre le coût d’achat d’électricité par les fournisseurs et le prix retranscrit dans le contrat de fourniture.

Formule d’indexation :
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Une formule de révision qui reposerait sur d’autres indices que l’ARENH peut faire prendre des risques au client en fonction du degré de volatilité de l’indice retenu. Par ailleurs, une indexation par rapport aux tarifs réglementés de vente n’aurait pas de fondement pour les contrats d’une puissance supérieure à 36 kVA dans la mesure où les TRV correspondants seront supprimés au 31 décembre 2015.


 L’analyse des offres, les précautions utiles

L’analyse des offres permet d’éliminer les offres non recevables, de classer celles qui le sont, puis de retenir les candidat(s) à l’issue de la consultation. Il est donc indispensable de s’assurer que les offres sont bien comparables.

Certains points de vigilance sont à observer :

- Le prix HT (hors taxes) et le prix TTC (toutes taxes comprises). Veiller à ce que le prix TTC de chaque offre intègre bien l’ensemble des taxes (TVA mais aussi TCFE, CTA, CSPE) avec les mêmes taux et assiettes de calcul.

- Le coût de la réserve rapide RTE. Le coût des réserves rapides est une redevance de soutirage physique perçue par RTE auprès de chaque responsable d’équilibre. Il est le même pour tous les responsables d’équilibre et s’élève depuis le 1er janvier 2013 à 0,15 €/MWh. Il est répercuté sur tous les clients finaux. Il convient de s’assurer que tous les prix remis intègrent bien cette redevance.


 Une idée essentielle : ne consommer que le strict nécessaire

Le mot-clé est celui d’efficacité, avec une idée essentielle : ne consommer que le strict nécessaire. Les fournisseurs devront faire en sorte qu’il y ait une adéquation exacte entre l’offre et les besoins réels des consommateurs, avec des services associés car nombre d’utilisateurs, et notamment les collectivités, ne connaissent pas leurs consommations. C’est le cas par exemple de l’éclairage public, qui représente un poste énergétique important et souvent sous-estimé.

Autre tendance de fond : une tarification de plus en plus adaptée au profil du consommateur. Aujourd’hui, nous allons vers un marché où la flexibilité sera
rémunérée.
(rémunération en valorisant l’effacement. Inversement, les comportements irrationnels, inattentifs, risqueront d’être pénalisés).

Au-delà du prix unitaire du kWh, l’achat d’électricité est une opportunité de s’interroger plus globalement sur sa façon de consommer l’énergie. Optimiser sa consommation est un levier essentiel pour réduire sa facture d’électricité.

L’optimisation énergétique passe également par une maîtrise et un suivi des consommations.

L’optimisation énergétique suppose une sensibilisation des consommateurs à une bonne utilisation de l’énergie (formation aux éco-gestes, mise à disposition d’outils permettant de suivre ses consommations…).


 L’autre aspect central de la fin des tarifs, c’est celui de l’efficacité énergétique.

Efficacité énergétique = rapport entre l’énergie directement utilisée (énergie utile) et l’énergie consommée (en général > du fait des pertes).

Il faudra offrir un service (audit énergétique) pour aider à regarder tous les lieux où des actions d’optimisation énergétique sont possibles. Pour mieux faire passer des économies d’énergie, il faut que leur impact soit visible et positif sur les finances


 Ce n’est pas le volume consommé qui fait le prix de l’électricité, c’est plus le profil de consommation.

« L’électricité n’est pas un produit comme un autre ; elle ne se stocke pas et de plus tous les kWh ne se valent pas : un kWh consommé aux heures creuses (la nuit ou le matin en été par exemple) n’a pas la même valeur qu’un kWh consommé aux heures de pointe (le soir en hiver par exemple), tout simplement parce que le coût de production de ces kWh n’est pas le même. Pour répondre à une demande aléatoire, le producteur d’électricité va faire appel aux divers moyens de production dont il dispose, en commençant, pour un parc donné de centrales, par celles dont le coût variable est le plus faible (en France, c’est l’hydraulique au fil de l’eau et le nucléaire). Il appelle ensuite les centrales au charbon, puis celles au gaz, voire au fuel, et fait éventuellement appel à l’électricité importée pour l’extrême pointe, les réseaux européens étant fortement interconnectés. C’est la logique du « merit order ».

« De plus, cette électricité est transportée et distribuée par un réseau coûteux à construire et à entretenir, et la composante « réseau » du prix est fixée par le régulateur car elle correspond à l’activité d’un « monopole naturel ». Pour un consommateur domestique, cette partie « péage » d’accès au réseau représente entre 40 et 50 % du prix HT ».

« La partie « production de kWh » est recouvrée par un tarif de type binomial : une partie fixe (l’abonnement, qui dépend de la puissance souscrite) et une partie variable (qui dépend de la quantité de kWh consommée). Tout consommateur souscrit une puissance en kW et utilise plus ou moins cette puissance souscrite en consommant des kWh. Mais pour le producteur, 6 kWh vendus à un consommateur qui a souscrit 1 kW de puissance qu’il utilise durant 6 heures, cela n’a pas la même signification, en termes de contraintes et de coût, que 6 kWh vendus à un client qui a souscrit une puissance de 2 kW qu’il n’utilise que pendant 3 heures… Il faut prévoir plus de puissance disponible dans le second cas. La logique économique requiert d’établir les tarifs en fonction du coût marginal de production, c’est-à-dire du coût variable de l’équipement marginal (le dernier équipement appelé). Tous les kWh vendus à ce moment-là sont vendus à un prix qui couvre ce coût marginal. »


 Le marché français est l’un des moins cher en Europe

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