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La Lettre des Achats - Janvier 2015 N°234
Janvier 2015

Marchés

Enquête

Acheter en mode marché

Énergie : acheter en mode marché

Témoignage

Fabrice Cambres - Manager achats utilities pour l’Europe continentale - GlaxoSmithKline
« Le gaz à l’international, l’électricité en national »

Eau de Paris
Avancer groupés

La Poste
Orchestrer la transition

Par Maxime Rabiller

Acheter en mode marché

Petits ou grands consommateurs ont à faire face à la disparition des Tarifs Réglementés de Vente d’électricité et de gaz. Les acheteurs sont à la manœuvre en s’accommodant d’un cadre électrique qui peine à se stabiliser, ou d’un marché gazier exposé aux soubresauts de l’actualité internationale.

A l’automne, bien des acheteurs d’énergie se sont vus pressés en interne de communiquer un prix d’électricité pour bâtir les budgets. Il faut prendre son mal en patience si l’idée est de bénéficier de l’Arenh (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), qui permet d’assurer une grande partie des besoins à un prix fixé par les pouvoirs publics. Sa publication a encore tardé cette année, et l’exaspération était palpable parmi les participants au forum Gazelec. Aussi bien côté achats que chez les fournisseurs, bien en peine de commercialiser ce type d’offres semi-régulées. Surtout que mi-novembre, eux-mêmes devaient formuler leur demande consolidée d’Arenh, en fonction des volumes contractés avec leurs clients.
Les esprits n’ont guère été apaisés par l’annonce, le 4 novembre, du maintien provisoire du prix à 42 euros du MégaWattheure (MWh). Beaucoup avaient envisagé sa hausse, d’autant que la commission de régulation de l’energie avait récemment recommandé deux euros d’augmentation. Finalement, la réévaluation de l’Arenh se fera au cours du prochain semestre pour une application au 1er juillet 2015. Les budgets devront s’en accommoder.

Des tarifs en voie de disparition


Si l’automne est régulièrement une période d’intense activité commerciale sur le marché électrique français, plusieurs facteurs étaient à l’œuvre cette année, selon Rémi Leroy, directeur délégué entreprises et collectivités de GDF Suez Energies France. « Nombreux sont ceux qui attendaient de connaître le niveau de l’Arenh pour monter leurs contrats, même si certains avaient pu couvrir leurs besoins 2015 via des offres « 100 % marché » jugées opportunes en cours d’année. Mais l’effervescence du secteur est surtout à relier à la disparition programmée des tarifs Jaune et Vert, au 1er janvier 2016. Beaucoup d’acheteurs et d’acteurs publics tachent d’anticiper l’échéance, car il faut bien cerner les besoins et le fonctionnement des marchés, avant d’élaborer sa démarche. Surtout que certains ont à se pencher sur le dossier énergie pour la première fois », explique-t-il.
Entre fin 2013 et fin 2015, ce sont quelques 430 000 sites qui doivent quitter le cadre des tarifs réglementés de vente (TRV) pour passer en contrats électriques relevant du marché. Le tout représente environ 120 TWh, soit presque un quart de la consommation française. Le sujet concerne aussi bien des sites tertiaires que des PME industrielles, des hôpitaux ou des hypermarchés. Seuls subsisteront les tarifs bleus, pour des profils de consommation plus proches de celui d’un logement.
Rappelons qu’une problématique similaire se pose pour les tarifs en gaz, qui disparaissent par étapes, avec une échéance-clé ce 1er janvier pour les entreprises. Mais l’intérêt à passer en offre de marché ayant été plus manifeste sur la décennie écoulée, la bascule sur le marché a avancé plus progressivement. Les 170 000 derniers sites relevant de tarifs équivalent à 70 TWh, soit moins de 20 % du gaz consommé par les entreprises.

Planifier sa transition vers les marchés


Le cas de La Poste illustre ce contexte de transition vers les marchés, avec le côté emblématique de ses 12 000 sites sur l’ensemble du territoire, pour une facture énergétique d’environ 75 millions d’euros. « Nous sommes concernés au premier chef sur le volet électrique car nos 1 700 contrats en tarifs Vert et Jaune représentent les trois quarts des 500 GWh consommés », indique Valérie Bogard, l’acheteuse Energie et Fluides au sein de Poste Immo, l’entité en charge des sept millions de m² qu’occupe le groupe (22 milliards d’euros de chiffre d’affaires, et 3,9 milliards d’achats, dont 500 millions couverts par Poste Immo).
En l’occurrence, La Poste publie ces jours-ci l’appel d’offres destiné à couvrir ces besoins électriques. Il s’agit d’abord de monter des accords-cadres avec plusieurs fournisseurs, avec lesquels seront ensuite signés des marchés subséquents à l’automne 2015. Un découpage de la démarche déjà éprouvé en gaz. « Si nous n’avons globalement aucun site en offre de marché pour l’électricité, c’est l’inverse sur le volet gaz, pour lequel la bascule majeure s’est faite il y a un an, explique l’acheteuse. L’opération avait devancé l’obligation de sortie des tarifs pour environ 400 sites clés, dans le cadre d’un vaste contrat gazier sur trois ans. Lequel assurait une économie par rapport aux tarifs, et nous prémunissait d’un éventuel embouteillage commercial juste avant leur disparition ». C’est d’ailleurs par le volet gaz que les achats de La Poste avaient historiquement investi le dossier énergies en 2007, sous la gouverne de Valérie Bogard.

Gagner en compétences énergétiques


La structuration d’une démarche achats dédiée à l’énergie est encore plus récente chez Eau de Paris chez qui cette famille représente près de 10 millions d’euros d’achats par an. C’est courant 2013 que le sujet a été mis à l’agenda par Laurent Dutertre, le directeur des achats de cet opérateur public au service de trois millions d’usagers (réalisant environ 200 millions d’euros de chiffre d’affaires, et 38 millions d’euros d’achats hors travaux). A charge pour lui et un membre de son équipe de monter en compétences sur le sujet. « En électricité, il n’y avait jamais eu de véritable interrogation sur l’intérêt du marché, compte tenu des bonnes relations entretenues avec l’électricien historique. Le montant de nos dépenses annuelles n’était sans doute pas étranger à la qualité de services qu’il nous assurait. Côté gaz, une partie était au tarif, mais il s’est avéré que quelques sites étaient en offres de marché, à renouveler en 2014. Avec un enjeu total plutôt modeste, de l’ordre de 300 000 euros », précise-t-il. D’où une feuille de route assez simple : s’assurer que tous les contrats auront bien un opérateur à chaque échéance, et sécuriser le montant des dépenses électriques, dont l’essentiel est concerné par la disparition des TRV.
Vu les difficultés du dossier, sur le plan technique et réglementaire ainsi qu’au regard de l’organisation du marché, les acheteurs d’Eau de Paris ont voulu s’associer à des partenaires plus experts, et leur choix s’est porté sur deux syndicats intercommunaux. Spécialistes des questions énergétiques, ces derniers pilotent des groupements achats et réalisent de très vastes appels d’offres réunissant des dizaines de collectivités et d’acteurs divers (sinon plus) pour des volumes se chiffrant en centaines de GWh. En électricité, Eau de Paris s’est associé à l’initiative du Sipperec qui est en train de monter des accords-cadres et fédère 80 communes d’Île de France. Le volet gaz relève du Sigeif, qui finalise les marchés à déployer en janvier prochain.

Le public avance groupé


Les milliers d’entités et de sites de la sphère publique sont au premier plan de ce passage des TRV aux marchés, multipliant les appels d’offres mutualisés. Fin 2013, le SAE (Service des achats de l’Etat) a ainsi monté des contrats gaz pour 500 sites et un montant de 50 millions d’euros. L’UGAP a suivi au printemps et signé avec GDF Suez pour la fourniture de 4,4 TWh de gaz à un ensemble de 1 800 personnes publiques, et leurs 12 600 sites. L’économie a parfois dépassé les 25 %, notamment grâce à la logique de volume qui s’applique sur le marché gazier.
Le levier opère moins en électricité : les écarts de prix restent assez symboliques car ce sont plutôt le profil de consommation et les courbes de charge qui importent. Quelques pourcents d’économie peuvent éventuellement être décrochés en sortant du tarif, à en croire le Réseau des acteurs hospitaliers d’Ile-de-France (Resah-idf). Celui-ci a piloté un groupement d’achats pour la fourniture électrique de 500 établissements du secteur sanitaire et médico-social, soit 1,2 TWh par an. L’accord déployé le 1er novembre, sans attendre la fin des tarifs, devrait générer plus de 6 millions d’euros d’économies d’ici fin 2015, sur une facture dépassant toutefois la centaine de millions.
« Le secteur public constitue sans équivoque le segment le plus dynamique du marché en électricité comme en gaz », confirme Yves Pouloin, le directeur commercial collectivités et entreprises de Direct Energie. Cet acteur en a d’ailleurs fait sa cible d’assez longue date, en même temps qu’il adressait le marché des particuliers plutôt que celui des industriels, en concurrence avec les acteurs historiques que sont EDF et GDF Suez.

La cible des fournisseurs s’élargit


A l’inverse, d’autres fournisseurs alternatifs d’électricité tels qu’Alpiq, EON, Enel, Enovos ou Vattenfal, ont d’abord fondé leur développement en France sur les gros besoins en entreprise, quitte à élargir aujourd’hui leur cible. Mais dans la frénésie des derniers mois, la plupart sont restés trop sélectifs témoignaient nombre d’acheteurs présents sur Gazelec, qui peinaient alors à obtenir des réponses à leurs appels d’offres. Il faut dire que les effectifs commerciaux de ces acteurs sont souvent modestes : une dizaine de personnes pour l’équipe grands comptes d’EON, qui se revendique troisième fournisseur d’électricité derrière les historiques, mais qui s’est donné pour priorité d’accompagner ceux qui sont déjà ses clients dans cette sortie des tarifs.
Relevons d’ailleurs que cette fin des TRV concerne jusqu’aux industriels les plus matures dans leur approche achats. Parfois pour un site de production n’ayant pas cédé aux sirènes du marché il y a dix ans, mais surtout pour des sites tertiaires aux moindres enjeux, ou certains points de livraison paraissent anecdotiques pour des entreprises devant gérer un grand nombre d’implantations.
Pour GlaxoSmithKline en France (1,2 milliard d’euros de chiffres d’affaires et 220 millions d’euros d’achats), c’est presque la moitié des 100 GWh de consommation électrique qui relèvent encore des TRV, le plus récent de ses trois sites industriels étant en tarif vert, de même que son centre de R&D. « A la disparition du tarif, ces volumes seront englobés dans le contrat électrique monté cette année avec un nouveau fournisseur, pour couvrir les besoins 2015 et au-delà. J’ai mené l’appel d’offres avant l’été, en préférant anticiper et éviter l’embouteillage de fin d’année, et en optant pour une formule qui permet d’arbitrer plus tard entre un choix mixte incluant un volet Arenh, et un prix 100 % marché », explique Fabrice Cambres, responsable achats utilities pour l’Europe continentale de GSK. Tant qu’à anticiper, il a aussi couvert une partie des besoins en ruban pour 2016 et 2017, qui seront plus tard complétés par des achats de blocs sur le marché.

Des achats tirés vers la finance


Dans son optique, un prix d’électricité et surtout de gaz peuvent relever d’une dynamique impliquant achats, ventes, échanges de position ou produits dérivés. « Ces mécanismes sophistiqués tirent l’achat d’énergie vers la finance et sont au cœur de l’optimisation d’un portefeuille énergie qui dépasse les 50 millions d’euros sur mon périmètre européen, poursuit Fabrice Cambres. Mais encore faut-il un certain volume pour les actionner, et c’est un des intérêts de rassembler l’ensemble des besoins électriques en France dans le nouveau contrat. La même logique s’exerce mais à l’échelon européen pour le gaz, avec la montée en puissance d’un accord monté il y a deux ans ». Et compte tenu des faibles différences de prix de la fourniture d’un acteur à l’autre, il conseille surtout de choisir des fournisseurs bien en phase avec l’approche envisagée, en l’occurrence des challengers enclins à considérer l’énergie sous l’angle financier.
De fait, toutes les organisations achats n’abordent pas la sortie des tarifs avec les mêmes atouts. Mais, au-delà des différences de maturité, d’expertise ou de connaissance marchés, un élément joue un rôle clé pour assurer le succès d’un appel d’offres : la finesse des données de consommation, surtout en électricité. Elle est cruciale pour bâtir un allotissement susceptible d’intéresser un maximum de fournisseurs et d’aiguiser la concurrence. Parmi les contrats Vert et Jaune, il s’agit notamment de faire la part entre sites profilés et télé-relevés, les premiers devant se contenter d’estimations, les autres bénéficiant de véritables courbes de charge. Une nuance importante pour des fournisseurs alternatifs qui craignent les mauvaises surprises susceptibles de menacer l’équilibre au sein de leur portefeuille, et vis-à-vis du réseau.

Gare aux incertitudes


« Les acheteurs ont tout intérêt à soigner le recensement des consommations, jusqu’à récupérer les données exhaustives auprès des gestionnaires de réseau nationaux, ou des entreprises locales de distribution. C’est notamment pour ce fastidieux travail de collecte qu’il vaut mieux s’intéresser au plus tôt à la fin des tarifs », explique Rémi Leroy, de GDF Suez. C’est le travail auquel s’attelle  par exemple La Poste, pour préparer la mise en concurrence des fournisseurs sous accord-cadre. Et pour un client qui n’aurait pas les ressources pour le faire, un GDF Suez accepte d’être mandaté pour cela, partant du principe qu’il est de sont intérêt de formuler sa réponse sur des données fiables. « Si nous nous sommes efforcés de bâtir un prix et que la réalité des consommations diffère trop, cela devient vite une difficulté, voire une source de conflit avec le client », note Rémi Leroy.
Rappelons que les acheteurs ont eux-mêmes à jongler avec de multiples incertitudes sur le dossier énergie, et pas seulement sur le prix ou le calendrier de l’Arenh. La versatilité du cadre réglementaire concerne bien d’autres points. Chez GSK, Fabrice Cambre s’inquiète par exemple de la pérennité du plafonnement de la contribution au service public de l’electricité à 500 000 euros et quelques, dont bénéficie un de ses sites. Examiné par l’Europe, son éventuelle disparition aurait un impact immédiat de plusieurs centaines de milliers d’euros (d’autant que la CSPE augmente de trois euros du MWh en 2015, et autant l’année suivante). En ce qui concerne le gaz, l’actuel cheval de bataille de Valérie Bogard, à La Poste, porte sur la façon dont les fournisseurs essaient de répercuter des coûts de stockage en cours de contrat, en arguant des déséquilibres sur les marchés mondiaux.
Mais pour l’année à venir, les deux acheteurs s’accordent sur l’intérêt à porter au marché de capacités qui doit se mettre en place en électricité, et qui est susceptible de modifier certains paramètres des contrats en cours. Mais il faut aussi y voir une nouvelle opportunité, selon Fabrice Cambres : « Cela ajoutera en tout cas un nouveau levier autre que directement financier pour tenter de consommer moins, mieux et moins cher ». Mais dans le même temps, il ne peut s’empêcher de souligner le caractère ingrat de l’achat d’énergie, car quels que soient les efforts déployés, l’augmentation des taxes et des coûts de transport partout en Europe contrecarre toute performance achats sur le sujet.


La fin des tarifs en chiffres

Gaz

Les deux dernières échéances marquent la fin des tarifs, les 1er janvier 2015 et 2016, et 170 000 sites dépassant 30 MWh vont passer sur le marché
les clients non résidentiels totalisent 673 000 sites, qui représentent 6 % des raccordés au gaz en France, mais les trois quarts des 475 TWh consommés
fin 2013, 52 % des sites d’entreprises étaient déjà en offre de marché, totalisant 82 % des besoins professionnels, soit 283 TWh

Électricité

les tarifs jaune et vert disparaissant le 31 décembre 2015, et ils concernaient encore 430 000 sites fin 2013, pour un volume d’environ 120 TWh
les acteurs non résidentiels comptent près de 5 millions de sites, soit 14 % des clients mais 70 % des 430 TWh consommés
fin 2013, seulement 14 % des sites d’entreprises étaient en offre de marché, mais pour un total de 126 TWh, soit 42 % des besoins professionnels
Toute échéance sera suivie d’une période transitoire de six mois, avec une prolongation de la fourniture assortie d’un léger surcoût
Source : Commission de Régulation de l’Energie

Par Maxime Rabiller

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