Observatoire des prix de l’électricité aux entreprises Année 2020 PDF

Observatoire des prix de l’électricité aux entreprises Année 2020 Édito Le coût de l’énergie est un facteur clé de compétitivité des entreprises. Cette même énergie qui est soumise à des mutations rapides et profondes, réglementaires comme économiques. Partenaire engagé des entreprises françaises, n...

Observatoire des prix de l’électricité aux entreprises Année 2020 Édito Le coût de l’énergie est un facteur clé de compétitivité des entreprises. Cette même énergie qui est soumise à des mutations rapides et profondes, réglementaires comme économiques. Partenaire engagé des entreprises françaises, nous avons choisi de publier, depuis 2019, une fois par trimestre un Observatoire des prix de l’électricité. Ce document de veille des marchés comporte également une visée pédagogique, de décryptage pour rendre accessible ce domaine complexe aux entreprises de toutes tailles et de tous secteurs. Mais en 2020, la pandémie est venue bousculer notre programme : aussi avons-nous décidé de publier, exceptionnellement, un Observatoire annuel des prix de l’électricité pour l’année écoulée. Bonne lecture 2 Sommaire 4 Opéra Index© : l’indice des contrats d’électricité 6 Les composantes de la facture d’électricité 7 L’évolution des composantes de la facture d’électricité 8 Le coût de l’énergie 9 Lumière sur le prix de l’électron 10 Les prix de gros de l’électricité depuis 2001 11 L’évolution des prix du marché de gros de l’électricité 12 Le dispositif ARENH 13 Commande ARENH pour 2021 14 Les coûts d’acheminement 15 L’évolution du TURPE pour les entreprises 16 Les taxes 17 L’évolution des taxes 18 Les certificats de capacité 19 Évolution des prix des garanties de capacité 20 Les certificats d’économie d’énergie 21 Évolution des coûts des CEE 22 La segmentation des sites 23 L’évolution des prix des contrats selon les types de sites 24 Dates clés de l’ouverture du marché de l’électricité 25 La dynamique de marché 27 Une nouvelle étape dans la fin des tarifs réglementés de l’électricité 28 Perspectives 3 Opéra Index© : l’indice des contrats d’électricité L’Opéra Index est un indice trimestriel de suivi des prix de l’électricité pour les entreprises et professionnels. Il représente l’évolution moyenne de la facture d’électricité pour l’ensemble de ces acteurs. Évolution des prix de l’électricité pour les professionnels et entreprises depuis 5 ans 1 267 1 217 1 219 1 219 1 218 1 208 (base 1 000 au 1er trimestre 2016) 1 173 mars juin sept. déc. 2019 2019 2019 mars 1 126 1 124 1 101 1 100 1 070 1 069 1 041 1 000 mars 2016 984 sept. juin sept. 2017 2017 déc. mars 2016 2017 1 098 déc. 2017 mars 2018 1 132 2019 1 279 1 251 sept. juin 2020 2020 déc. 2020 2020 déc. 2018 sept. juin 2018 2018 2016 juin 2016 Opéra Index est un indice trimestriel de suivi des prix de l’électricité payés par les consommateurs professionnels, quelle que soit leur taille. L’Opéra Index est calculé par les analystes du pôle Énergie et Prix d’Opéra Énergie selon une méthodologie précise : sur la base du recueil des prix énergie de l’ensemble des contrats négociés pour chaque segment de consommation, reconstitution du prix global moyen de chaque segment en incluant une estimation moyenne du prix de l’acheminement (TURPE) et des taxes énergie, en prenant en compte les éventuelles exonérations ou taux réduit. Opéra Index ne comprend pas la TVA, par souci de cohérence entre les segments, public et privés notamment. Le prix moyen par segment est pondéré proportionnellement au volume de chaque segment de consommation. 4 Le volume de chaque segment est reconstitué d’après les chiffres donnés par la Commission de Régulation de l’Énergie ainsi que ceux des gestionnaires de réseau d’électricité (RTE et Enedis). Tendance depuis 3 ans Tendance depuis 1 an Tendance depuis 3 mois +11,33 % +2,75 % -2,17 % Depuis 3 ans, les prix ont fortement été tirés à la hausse par l’envolée des coûts réglementaires, entre l’augmentation galopante du prix de la garantie de la capacité et le poids accru des certificats d’économie d’énergie. L’ascension fulgurante du CO₂ est également venue soutenir cette évolution haussière : les marchés ont reflété le durcissement de la politique de transition énergétique de l’Union Européenne et les atermoiements du Brexit. Sur 1 an, les prix ont connu une hausse plus modérée. Frappés de plein fouet par la vague de Covid-19, les pays européens ont multiplié les restrictions et les annonces de (re)confinement : les prix ont oscillé au gré d’indices versatiles. Sans compter sur l’incertitude ambiante autour des disponibilités nucléaires qui a généré de nombreuses inquiétudes. En fin d’année, la reprise de production éolienne combinée à une recrudescence de la pandémie, qui obstrue toute perspective de consommation, ont lesté les prix. Une hausse des prix malgré la pandémie 5 Repère Les composantes de la facture d’électricité Une facture d’électricité se décompose en 3 parties. L’énergie L’acheminement Les taxes Il s’agit du coût de l’électricité proprement dite. Il dépend du coût d‘approvisionnement de chaque fournisseur d’électricité : il correspond au coût d’achat de l’électricité mais intègre également les coûts réglementaires (CEE, marché de capacité) ainsi que les coûts de commercialisation et la marge de chaque fournisseur. C’est le coût pour acheminer l’électricité des points de production aux sites de consommation via les réseaux publics d’électricité. le réseau de transport (géré par RTE) et les réseaux de distribution (gérés par Enedis et les entreprises locales de distribution). Le coût d’acheminement est fixé selon un tarif public fixé par la CRE, le TURPE. La recette du TURPE est reversée aux gestionnaires de réseaux. Jusqu’à 4 taxes et contributions spécifiques s’appliquent à l’électricité. Taxes auxquelles il faut rajouter la TVA. Elles sont reversées à l’État, aux collectivités locales et à la caisse de retraite des salariés des acteurs historiques de l’énergie. 6 L’évolution des composantes de la facture d’électricité La crise sanitaire a clairement et brutalement freiné la demande de consommation d’électricité. Pour autant, la chute des prix du marché de gros n’a pas contrebalancé la hausse, constante, des prix des CEE ni celle, radicale, des garanties de capacité. Superposition des différentes composantes depuis 3 ans TOTAL 140 €/MWh 130 € /MWh 130 €/MWh 120 €/MWh 110 €/MWh ÉNERGIE 53 € 100 €/MWh /MWh 90 €/MWh 80 €/MWh COÛTS RÉGLEMENTAIRES 9€ 70 €/MWh /MWh 60 €/MWh ACHEMINEMENT 50 €/MWh 36 € /MWh 40 €/MWh 30 €/MWh 20 €/MWh TAXES 32 € 10 €/MWh /MWh 0 €/MWh T1 2018 T2 2018 T3 2018 T4 2018 T1 2019 T2 2019 T3 T4 2019 2019 7 T1 2020 T2 2020 T3 2020 T4 2020 T4 2020 Repère Le coût de l’énergie Chaque fournisseur a son propre modèle de construction des prix. Les briques de coûts sont les suivantes. Coût de l’électron Couverture des risques Time value : anticiper la variation des prix de marché de gros entre la remise d’offre et la contractualisation. Swing : prévenir l’écart entre le profil prévisionnel et la consommation réelle du client. Mécanisme de capacité : assurer la sécurité en approvisionnement électrique de la France. Certificats d’Économie d’Énergie (CEE) : développer des actions d’efficacité énergétique dans les secteurs diffus. Coûts réglementaires Marge fournisseur 8 Coûts commerciaux du fournisseur et sa rémunération. Repère Lumière sur le prix de l’électron Le fournisseur d’électricité construit son prix selon 2 facteurs clés. La méthode d’approvisionnement du fournisseur Approvisionnement sur le marché de gros et ou Approvisionnement en ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) Le profil de consommation du client Le prix de l’électron varie selon la saison et l’heure de la journée. Il s’agit de la puissance appelée chaque heure de consommation. – Heures pleines/creuses – Heures d’été/d’hiver – Périodes de pointe – Semaines/week-ends 9 Repère Les prix de gros de l’électricité depuis 2001 Rétrospective sur 19 ans des prix de gros de l’électricité en France 100 €/MWh 90 €/MWh 80 €/MWh 70 €/MWh Flambée des prix des matières premières dans les années 2000 Reprise économique et incertitude liées au nucléaire Crise financière mondiale 60 €/MWh Baisse du coût des énergies : boom du gaz de schiste 50 €/MWh 40 €/MWh Crise du Covid-19 30 €/MWh 20 €/MWh 10 €/MWh 0 €/MWh Janv. 2001 Janv. 2005 Janv. 2010 10 Janv. 2015 Janv. 2020 L’évolution des prix du marché de gros de l’électricité Coronavirus, offre excédentaire et flambée du carbone ont été les principaux drivers des prix ce gros. Dynamique des prix de marché de gros depuis 1 an 55 €/MWh 50 €/MWh 45 €/MWh ARENH à 42 €/MWh 40 €/MWh 35 €/MWh Janv. 2020 Fév. 2020 Mars. 2020 Avril 2020 Tendance depuis 3 ans +23,5 % En provoquant un confinement mondial, le Covid-19 a bouleversé le secteur. Entre la fin du 1er trimestre et le début du 2nd, l’Europe a connu une baisse radicale de la demande d’électron. En avril, la courbe court-terme passe de 30 à 14 €/MWh et de 30 à 18 €/MWh. L’Europe a même connu des épisodes de prix négatifs, alors que plusieurs centrales nucléaires et thermiques avaient été fermées pour tenter de contrer l’offre excédentaire. En mai, les prix remontent légèrement, tirés par la reprise de la consommation et par Mai 2020 Juin Juil. 2020 2020 Août 2020 Tendance depuis 1 an +9,6 % les inquiétudes autour de la disponibilité des centrales nucléaires d’EDF. Puis, en juillet, le marché de l’électricité est influencé par la baisse du prix du CO₂ et l’amélioration des prévisions de disponibilité nucléaire : le prix de l’électron pour 2021 baisse cotant à 44,58 €/MWh le 22 juillet. En août et en septembre, soutenu par l’augmentation du CO₂ et du gaz qui pallie le manque d’énergie atomique, l’électron repart à la hausse. A l’orée du 4ème trimestre, lestés par la baisse du prix du CO₂ et par les inquiétudes sanitaires, la 11 Sept. 2020 Oct. 2020 Nov. 2020 Déc. 2020 Janv. 2021 Tendance depuis 3 mois +1,1 % tendance est à nouveau au repli. Le Cal-21 finit le mois d’octobre à 41,64 €/MWh alors qu’il l’ouvrait à 45,92 €/MWh. En revanche, novembre voit les prix remonter, dans le sillage des autres commodities et dans l’espoir de l’arrivée imminente d’un vaccin anti-covid. En décembre, les prix suivent une tendance haussière, à l’instar des prix du pétrole, du gaz, du charbon et, surtout, du CO₂. De 47,35 €/MWh début décembre, le Cal-21 passe à 49,24 €/MWh, en milieu de mois, avant de grimper à 50,54 €/MWh le 24 décembre. Repère Le dispositif ARENH Depuis 2010, ce dispositif vise à faire bénéficier l’ensemble des consommateurs français de la « rente » nucléaire dans des conditions fixées par les pouvoirs publics. Conditions d’approvisionnement ARENH pour les fournisseurs Production nucléaire d’EDF Les fournisseurs alternatifs ont la possibilité d’accéder à 100 TWh/an soit environ 1/4 de l’électricité produite par les centrales nucléaires d’EDF à un prix régulé de € /MWh 42 * Quelle part de l’électricité d’un site bénéficie de l’ARENH ? et plus précisément de sa consommation pendant les heures de basse consommation. Puissance La quantité d’ARENH dont peut bénéficier un site dépend de son profil de consommation, Temps Profil de consommation moyen sur 1 an Part droit ARENH Sourcing complémentaire sur le marché de gros 12 prix est censé * Cerefléter la réalité des coûts complets du parc nucléaire français historique. Commande ARENH pour 2021 À l’occasion du guichet de novembre 2020, 81 fournisseurs ont formulé un total de demandes de 146,2 TWh d’électricité. Pour la 3ème année consécutive, les fournisseurs recevront à nouveau moins d’ARENH que souhaité. Principe de l’écrêtement Part ARENH livrée Part ARENH commandée Part écrêtée donc à acheter sur le marché Sourcing complémentaire sur les marchés de gros Commande initiale Après écrêtement Commande ARENH 2021 et impact sur les prix 133 TWh Impact sur les prix* Petits sites +2,31 €/MWh 147 TWh 146 TWh Sites moyens 100TWh Taux d’écrêtement de % 32 Plafond ARENH 2019 On parle d’écrêtement des droits ARENH lorsque la quantité d’ARENH souhaitée par les fournisseurs est supérieure au plafond règlementaire disponible de 100 TWh. La situation s’est présentée pour la 1ère fois en 2018, pour la commande ARENH 2019, où le taux d’écrêtement a atteint 24,8 %. Cette année, ce taux s’élève à 31, 62 %. 2020 Chaque fournisseur ne recevra donc qu’une quantité d’ARENH égale à 68,39 % de sa demande. Alors que le volume était en augmentation d’année en année la demande d’ARENH pour l’année 2021 marque un recul par rapport à celle de l’an +2,46 €/MWh Grands sites +2,53 €/MWh * Estimations sur la base d’un profil moyen et de la moyenne des prix Baseload Calendar 2021 du 1 au 18 décembre 2020. 2021 passé, qui était de 147 TWh. Un repli que l’on peut expliquer par une anticipation de la baisse des consommations en 2021, conséquence directe de la crise sanitaire. Cette année, contrairement aux deux dernières années écrêtées, l’impact sur les 13 factures d’électricité devrait être moindre, les cours oscillant dans une zone où le bénéfice de l’ARENH est moins notoire. Repère Les coûts d’acheminement Le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE), finance le coût de l’acheminement de l’électricité des sites de production jusqu’aux sites de consommation. Le TURPE permet à la fois la couverture des coûts engagés par les gestionnaires du réseau ainsi que la rémunération de leurs investissements. Pour la plupart des consommateurs, son montant est collecté par les fournisseurs d’électricité qui le reversent aux gestionnaires de transport (RTE) et de distribution de l’électricité (ENEDIS et ELD). Les gros consommateurs s’en acquittent directement (contrat CARD ou CART). Le TURPE est fixé par les pouvoirs publics : ce tarif est indépendant du fournisseur mais dépend de la catégorie du consommateur. Modalités de fixation du TURPE kW La péréquation tarifaire Le tarif est identique sur l’ensemble du territoire national conformément au principe d’égalité de traitement inscrit dans le Code de l’Énergie. Le « timbre-poste » Le tarif est indépendant de la distance parcourue par l’énergie entre le point d’injection et le point de soutirage (c’est-à-dire entre le site producteur et le site consommateur). Puissance souscrite L’horo-saisonnalité et soutirage Les prix sont différenciés 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. 14 selon les saisons, les jours de la semaine et/ou les heures de la journée. L’évolution du TURPE pour les entreprises Poursuivant leur dynamique haussière, les tarifs de l’acheminement ont marqué à la hausse en 2020, et ce pour tous les profils de consommation. Tendance depuis 3 ans TURPE Tendance depuis 1 an +5,65 % +2,75 % +6,74 % +3,10 % Sites moyens +4,47 % +2,37 % Grands sites +2,72 % +1,80 % (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité) Détail par secteur : Petits sites (Locaux de professions libérales, artisans, etc.) (Locaux de PME, etc.) (Grands sites industriels, hôpitaux, hypermarchés, grands immeubles, etc.) Comme chaque année, le niveau du TURPE a été révisé par la Commission de régulation de l’énergie. Le TURPE V a ainsi augmenté de 2,75 % en moyenne au 1er août 2020. Une hausse que le Régulateur a justifié par l’évolution de l’inflation de 0,92 % sur la période 2018-2019 et une augmentation de la contribution des gestionnaires de réseau aux Fonds de Péréquation de l’Électricité (qui permet de garantir un accès égal au réseau électrique pour tous les consommateurs.) Cette hausse varie évidemment selon les niveaux de tension et les profils de consommation. Globalement, les sites alimentés en haute tension HTA ont enregistré une hausse de 1,80 % HT. Les sites alimentés en basse tension avec une puissance supérieure à 36 kVA ont vu leur TURPE augmenter de 2,37 % HT. Les sites alimentés en basse tension avec une puissance supérieure à 36 kVA ont vu leur TURPE augmenter de 2,37 % HT. Les sites alimentés en basse tension avec une puissance inférieure ou égale à 36 kVA 15 ont répercuté une hausse moyenne de 2,75 % HT. Et l’éclairage public accuse une hausse de 3,10 % HT. Par ailleurs, l’augmentation globale du TURPE implique également une hausse de la CTA (la Contribution Tarifaire Acheminement qui finance le régime de retraite des Industries Électriques et Gazières (IEG)) puisqu’elle est assise sur ses composantes fixes. Repère Les taxes Plusieurs taxes et contributions spécifiques alourdissent la facture d’électricité. CSPE Taxes locales CTA La CSPE, la Contribution au Service Public de L’Électricité, également appelé TICFE, est la taxe la plus importante sur l’électricité. La CSPE a été créée pour financer les missions de service public de l’électricité : soutien au développement des énergies renouvelables, tarifs sociaux de l’électricité, maintien d’un coût français dans les îles françaises. La CSPE a augmenté de 650 % en 15 ans du fait notamment de l’accroissement du soutien aux énergies renouvelables. Depuis 2016, la CSPE s’est stabilisée à 22,5 €/MWh, à la faveur de la réintégration des aides aux énergies renouvelables dans le budget de l’État. Pour les industriels, des mécanismes d’exonération ou de taux réduit existent. Les taxes locales sur l’électricité sont d’une part la taxe communale (TCCFE) et d’autre part la taxe départementale (TDCFE). Elles portent sur les consommations d’électricité des sites dont la puissance est inférieure à 250 kVA. Ainsi les sites industriels et grands sites tertiaires n’y sont pas soumis. Leur taux est déterminé librement par la commune ou le département dans une limite fixée par la loi. La grande majorité des communes et départements ont opté pour le taux maximal. Ainsi, pour les petits sites (puissance inférieure à 36 kVA), les taxes locales sont généralement égales à 9,57 €/ MWh. Pour les sites avec une puissance supérieure à 36 kVA, les taxes locales sont généralement à 3,19 €/MWh. La Contribution Tarifaire d’Acheminement, assise sur la part fixe du tarif d’acheminement, sert à financer le régime spécial de retraite des personnels des IEG (Industries Électriques et Gazières), soit principalement les salariés d’EDF et d’une partie d’Engie. Stable depuis sa création, le coût de la CTA augmente cependant à la faveur de l’augmentation de la part fixe du TURPE. La part des taxes et prélèvements dans le prix total de l’électricité en France atteint 35% en 2016, contre 26% en 2010. Source : INSEE * Source : Cour des Comptes - La fiscalité environnementale au défi de l’urgence climatique - septembre 2019 16 L’évolution des taxes Depuis 4 ans, les taxes restent stables grâce notamment à l’intégration au budget de l’État des aides aux EnR. En 2020, seule la CTA repart à la hausse. Part des taxes par type de sites au 4ème trimestre 2020 40 €/MWh 36,81 € /MWh 35 €/MWh TCFE 9,82 30 €/MWh 25 €/MWh CTA 30,91 € /MWh TCFE 3,31 CTA 5,10 4,49 24,89 € /MWh CTA 2,39 20 €/MWh 15 €/MWh CSPE 10 €/MWh CSPE CSPE 22,5 22,5 22,5 Petits sites Moyens sites Grands sites 5 €/MWh 0 €/MWh Tendance depuis 3 ans Tendance depuis 1 an CSPE (Contribution au Service Public de L’Électricité) Taxes locales (TCCFE et TDCFE) CTA (Contribution Tarifaire d’Acheminement) +1,5 %* * Du fait de la hausse du TURPE. 17 +0,82 % * Repère Les garanties de capacité Obligation réglementaire dont sont redevables les fournisseurs, le coût des garanties de capacité s’applique à l’ensemble des consommateurs. Mécanisme de capacité Pics de consommation Risque de pénurie : mise en activité des centrales de production en veille le reste du temps. Le mécanisme de capacité assure des revenus complémentaires à ces centrales. Destiné à assurer la sécurité d’approvisionnement électrique de la France, en particulier en période de pointe de consommation, le mécanisme de capacité a été mis en place en 2017. Chaque fournisseur doit prouver qu’il dispose d’un volume de garanties de capacités suffisant pour satisfaire les besoins en énergie de son portefeuille client, et cela soit en faisant certifier ses actifs propres (moyens de production et/ ou offres effacement), soit en achetant des garanties à un tiers. Ces échanges s’effectuent via un marché qui finance l’ensemble des moyens de production permettant de passer les pics de consommation. Ces obligations ont un coût répercuté dans le prix de fourniture des clients. 18 Évolution des prix des garanties de capacité L’augmentation des prix des garanties de capacités pèse de plus en plus lourd sur les factures d’électricité, son coût ayant triplé depuis sa mise en place en 2017. En 2020, les prix se sont envolés… et l’impact se fera directement ressentir sur les factures d’électricité des entreprises en 2021. Évolution du coût moyen du mécanisme de capacité depuis 4 ans 5 €/MWh 3,49 €/MWh 4 €/MWh 3 €/MWh 2 €/MWh 3,92 1,89 €/MWh €/MWh 1,77 €/MWh Tendance depuis 3 ans +107,9 % Tendance depuis 1 an 1 €/MWh +12,4 % 0 €/MWh 2017 2018 L’année aura commencé tranquillement, suivant les tendances de 2019. En mars, la 1ère enchère de capacités pour 2021 s’établit à 19 499 €/MW, soit +14,6 % par rapport à la dernière enchère de décembre 2019 mais à un niveau très proche de celui de la moyenne de l’année dernière (19 458 €/MW). Les enchères de fin avril sont dans la même lignée : la capacité pour 2021 s’affiche à 19 220 €/MW et la 1ère enchère 2022 marque un prix de 16 641,7 €/MW. Mais c’était sans compter les effets de la pandémie, forçant EDF à annoncer des baisses de production et RTE à prévenir d’une possible tension du système sur l’hiver 2020/21. Résultat, le 25 juin, la 2020 2019 capacité 2020 s’est échangée à hauteur de 45 000 €/MW, bien loin du 16 583 €/MW de sa dernière enchère de décembre 2019. La capacité 2021 bondit elle aussi avec 47 401 €/MW (2,8 fois plus que lors de la dernière enchère). Même la capacité 2022 grimpe à 38 966 €/MW : une hausse difficile à comprendre, l’année 2022 n’apparaissant pas sous tension. En septembre, les prix reculent : une baisse motivée par la disponibilité du parc nucléaire français plus importante que prévu et par la réévaluation plus favorable de RTE de son analyse prévisionnelle. En revanche, le 4ème trimestre voit la capacité reprendre son rallye haussier. En octobre, la capacité pour 2021 s’élève 19 à 32 693 €/MW, bien qu’EDF ait encore annoncé une amélioration de la disponibilité de son parc nucléaire. L’enchère de rééquilibrage pour 2020 bat des records avec un prix de 53 634 €/MW. Seule la capacité 2022 baisse, avec un prix de 18 100 €/MW. L’année se finira sur cette lancée lors des enchères de décembre : la capacité 2020 se maintient à un niveau élevé (­40 000 €/MW), et le prix de la capacité 2021 clôt à 39 095 €/ MW soit + 20 % par rapport à octobre. Son prix a plus que doublé par rapport à mars et avril ! Stable, la capacité pour 2022 s’est quant à elle échangée au prix de 18 221 €/MW. Repère Les certificats d’économie d’énergie Outil de la feuille de route énergétique française, les certificats d’économie d’énergie sont répercutés par les fournisseurs sur la facture de tous les consommateurs. Dispositif des CEE Les fournisseurs sont obligés d’encourager leurs clients à réaliser des travaux d’économies d’énergie : en installant des équipements moins gourmands en énergie et/ou en réalisant des travaux d’isolation Le coût supporté par les fournisseurs impacte la facture de tous leurs clients (hors industriels et agriculteurs) Introduit par la Loi POPE en 2005, ce mécanisme réglementaire a pour objectif de développer les actions d’efficacité énergétique dans les secteurs diffus. Pour ce faire, les pouvoirs publics ont imposé aux fournisseurs d’énergie de garantir que leurs clients réalisent un certain volume d’économies d’énergie : il s’agit là des fameux certificats d’économies d’énergie dont le coût est répercuté sur la facture. 20 Évolution des coûts des CEE Les CEE font partie de ces coûts réglementaires en hausse constante qui font grimper la facture d’électricité des entreprises. Évolution du coût des CEE depuis 3 ans 6 €/MWh 5 €/MWh 4 €/MWh 3 €/MWh 2 €/MWh 1 €/MWh 0 €/MWh T1 2018 T2 2018 T3 2018 Tendance depuis 3 ans +275,7 % Débutée en 2018, la 4ème période des certificats d’économies d’énergie a été prolongée d’un an, jusqu’à la fin 2021. Cette année supplémentaire doit permettre aux obligés d’atteindre leurs objectifs, clairement réévalués à la hausse par rapport aux périodes précédentes : 1 600 TWhc de CEE «classiques» et 533 TWhc de CEE «précarité énergétique». Des objectifs élevés qui sont pourtant atteints à 75 % s’est réjouie la direction générale de l’énergie et du climat en janvier 2021. T4 2018 T1 2019 T2 2019 T3 2019 T4 2019 T1 2020 T2 2020 T3 2020 Tendance depuis 1 an Tendance depuis 3 mois +1,5 % +0,8 % En 2020 en effet, à l’inverse d’autres secteurs, le marché des CEE a fonctionné à plein régime avec un nombre record de dépôts et de délivrances de certificats. En moyenne, 52 TWhc/mois ont été déposés en 2020 et 75 TWhc/mois sur le dernier trimestre 2020. Levier de la transition énergétique, les CEE ne sont cependant pas sans incidence sur la facture d’énergie des consommateurs, dont ils représentent entre 3 et 4 % du global. D’ailleurs, la hausse de leurs coûts a 21 T4 2020 constitué la principale raison de la hausse des Tarifs Règlementés de Vente de l’électricité (TRV) en août 2019, selon la CRE. Si le secteur résidentiel est le secteur le plus important en termes de volume de CEE délivrés, l’industrie occupe la deuxième place. Le tertiaire et le transport suivent, puis les réseaux et l’agriculture. Repère La segmentation des sites Sur le marché professionnel, on distingue 3 types de sites selon leurs caractéristiques techniques et leur consommation. Petits sites Moyens sites Grands sites Locaux de professions libérales, artisans, etc. Locaux de PME, etc. Grands sites industriels, hôpitaux, hypermarchés, grands immeubles, etc. Puissance souscrite Puissance souscrite Puissance souscrite 36 et 250 kW < 36 kVA entre ≥ 250 kW Répartition de la consommation en fonction du profil Source : CRE (Commission de Régulation de l’Énergie), données au 31 août 2020 10 % 13 % 4 600 000 petits sites 40 % 471 000 sites moyens 45 000 grands sites Nombre de sites non résidentiels Part de la consommation totale d’électricité 22 L’évolution des prix des contrats selon les types de sites Évolution du prix moyen d’un contrat depuis 4 ans Petits sites Moyens sites Grands sites 170 €/MWh 160 €/MWh 150 €/MWh 140 €/MWh 130 €/MWh 120 €/MWh 110 €/MWh 100 €/MWh 90 €/MWh 80 €/MWh T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 La crise sanitaire a entrainé une baisse des prix des contrats d’électricité pour les moyens et les grands sites. En revanche, les prix des contrats des petits sites n’en finissent pas d’augmenter. Ils n’ont en effet pas pu bénéficier de « l’effet d’aubaine » dû au Covid-19, la plupart ayant souscrit des offres d’électricité indexées aux tarifs réglementés de vente qui eux sont en hausse constante. 23 Repère Dates clés de l’ouverture du marché de l’électricité Fév. 2000 Éligibilité aux offres de marché de tout site consommant plus de 16 GWh Juin 2000 Février 2003 Éligibilité aux offres de marché des entreprises et collectivités locales 2004 2007 Éligibilité aux offres de marché de tous les consommateurs résidentiels 2010 1er nov. 2014 Disparition des tarifs réglementés pour les clients de puissance souscrite supérieure à 36 kVA Éligibilité aux offres de marché de tout site consommant plus de 7 GWh Juillet Juillet Mise en place de l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH) pour les fournisseurs alternatifs Loi relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité Nouvelle méthode de construction des tarifs réglementés 1er janv. 2016 31 déc. 2020 24 Disparition des tarifs réglementés pour les entreprises et collectivités ayant plus de 10 salariés ou un chiffre d’affaires supérieur à 2 millions d’euros La dynamique de marché Le développement de la concurrence est constant, marqué par une accélération au 1er janvier 2016 avec la fin des tarifs règlementés pour les grands et moyens sites. Depuis, la part des fournisseurs alternatifs continue d’augmenter, tant en volume qu’en nombre de sites. Évolution des parts de marché des fournisseurs alternatifs Part de marché en nombre de sites : des fournisseurs alternatifs du fournisseur historique Part de marché en volume : Source : CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) des fournisseurs alternatifs du fournisseur historique 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0% T1 T2 T3 T4 T1 2015 T2 Part de marché des fournisseurs alternatifs : ‒ en nombre de sites ‒ en volume T3 T4 T1 T2 2016 T3 T4 2017 T1 T2 T3 T4 T1 2018 Tendance depuis 3 ans T2 T3 T4 T1 2019 Tendance depuis 1 an Tendance depuis 3 mois 39,59 + 7,84 + 30 + 7,86 + + % + % 25 T2 2020 % % 4,17 % 2,70 % T3 Repère Fin des tarifs réglementés d’électricité Calendrier de suppression des tarifs réglementés d’électricité différent selon le type de consommateur. Sites dont la puissance souscrite est Sites dont la puissance souscrite est Supprimé depuis le 31 déc. 2015 Supprimé décision du Conseil d’État le 6 nov. 2011 Supprimé depuis le 31 déc. 2015 Supprimé depuis le 31 déc. 2020 Supprimé depuis le 31 déc. 2015 Maintien des TRV Supprimé depuis le 31 déc. 2015 Maintien des TRV Supprimé depuis le 31 déc. 2015 Maintien des TRV ≥ 36 kVA < 36 kVA Grandes entreprises employant plus de 5 000 personnes ou ayant un chiffre d’affaires annuel > 1,5 M€ ou ayant un bilan total annuel > 2 M€ Petites et moyennes entreprises et moyennes et petites collectivités employant 10 personnes ou plus ou ayant un chiffre d’affaires, recettes et total de bilan annuels > 2 M€ TPE et petites collectivités employant moins de 10 personnes et ayant un chiffre d’affaires, recettes et total de bilan annuels < 2 M€ Immeubles d’habitation Propriétaire unique ou copropriété Particuliers Consommateur résidentiel 26 Une nouvelle étape dans la fin des tarifs réglementés de l’électricité Évolution du tarif réglementé bleu professionnel depuis 2008 35 % + 1,8 % + 2,4 % 30 % + 1,1 % + 5,9 % 25 % 20 % +5% 15 % 10 % 5% +4% +2% + 1,7 % +0% - 0,7 % +2% + 1,1 % + 1,6 % + 1,7 % - 1,5 % + 1,9 % 0% Août 2008 Août 2009 Août 2010 Juil. 2011 Juil. 2012 La fin des tarifs réglementés a été actée pour les PME et ETI au 31 décembre 2020. L’occasion de faire un focus sur la hausse croissante accusée par ces tarifs « bleus » depuis 2008. De 2008 à 2014, on constate en effet une hausse moyenne de 17,74 %. A l’époque les tarifs réglementés répercutaient uniquement les coûts supportés par EDF en tant que fournisseur d’électricité : cette première période d’augmentation est donc proportionnelle à l’augmentation des coûts du fournisseur Août 2013 Nov. 2014 Août 2015 Août 2016 Août 2017 historique. Une phase d’accalmie et même de baisse aura lieu entre 2014 et 2016 : l’explication se trouve du côté du changement de méthode de calcul des tarifs réglementés. Les TRV seront dorénavant calculés par empilements des coûts théoriques d’un fournisseur alternatif d’électricité. Après 2016, ils repartent néanmoins à la hausse (+ 19,64 %). Une hausse dont les 2/3 proviennent de la partie réglementée de la facture, à savoir les taxes et l’acheminement. 27 Fév. 2018 Août 2018 Juin 2019 Août 2019 Fév. 2020 Août 2020 Perspectives La crise du COVID-19 continue en 2021 et son évolution aura un effet sur les prix de l’électricité. Une crise longue et la poursuite d’une récession économique pourrait conduire à une réduction de la demande et à une baisse des prix. Une reprise plus rapide qu’espérée pourrait produire l’inverse. Mais il faudra également être attentif aux impacts de la crise sanitaire sur les opérations de maintenance et la disponibilité du parc nucléaire français. On peut toutefois espérer que cette disponibilité soit plus élevée en 2021 et que l’on retrouve une production plus « normale », proche des 400 TWh. Un autre point d’attention dans les mois à venir sera le projet Hercule, qui prévoit la séparation des activités d’EDF et la sanctuarisation du nucléaire et de l’hydraulique dans une entité publique. A l’heure où nous écrivons ces lignes, il semble peu probable qu’un tel projet aboutisse avant l’élection présidentielle française de 2022, car les discussions entre la France et la Commission européenne sont difficiles et les oppositions politiques au projet nombreuses. Toutefois, l’impératif de trouver une solution pour le financement du renouvellement du parc nucléaire français pourrait conduire à trouver une solution dans ce dossier complexe. Le prix du CO₂ devrait continuer à être un driver important des prix de gros de l’électricité. Selon le volontarisme des politiques de lutte contre le réchauffement climatique, l’évolution du prix du CO₂ aura probablement un impact sensible sur les prix de l’électricité. En revanche, les incertitudes sont moindres concernant l’acheminement et les coûts réglementaires et les hausses sont acquises. Le TURPE 6, qui entrera en vigueur, avec une forte augmentation de sa part variable, devrait alourdir le coût d’acheminement pour la majorité des entreprises. La hausse spectaculaire 28 du prix de la capacité fin 2020 conduira à une hausse significative des factures en 2021. L’évolution du coût des CEE sera également à suivre en 2021. Les ambitions de la collecte de la cinquième période devraient être renforcées et cela conduira probablement à une hausse de leurs coûts pour les consommateurs de gaz et d’électricité. En synthèse, nous pensons que la facture d’électricité pour les entreprises devrait continuer à augmenter en 2021. Mais, dans ce contexte global incertain, l’exercice de prévision reste délicat. L’année dernière, dans cette même rubrique, nous n’avions pas anticipé qu’un nouveau virus venu de Chine viendrait bouleverser le monde… À propos d’Opéra Énergie Opéra Énergie est le pionnier et le leader français du courtage en énergie : face aux nouveaux défis du marché de l’énergie, il accompagne les entreprises et les collectivités, quelles que soient leur taille et leur activité. Devant la complexité croissante de l’environnement concurrentiel et réglementaire, Opéra Énergie a développé de nouvelles solutions pour faciliter et optimiser les achats de gaz et d’électricité. Créé à Lyon en 2014, Opéra Énergie compte aujourd’hui près de 90 collaborateurs et accompagne plus de 18 000 clients partout en France. CONTACT PRESSE Julie Briand 06 69 04 33 28 [email protected] 29 Sources : La CRE (Commission de Régulation de l’Énergie), le Ministère de la Transition écologique et solidaire, la Cour des comptes, Legifrance (Journal Officiel de la République Française), INSEE (Institut National de la Statistique et des Études Économiques), RTE (Réseau de Transport d’Électricité), ENEDIS, EEX , Epexspot, Emmy (Registre National des Certificats d’Économie d’Énergie), Opéra Énergie. Direction de la publication : Jean-Sébastien DEGOUVE Rédaction : Sophie-Charlotte MARTIN Création et réalisation : Audrey VACHER Direction scientifique : Benoît WINTERGERST Analyste : Jacob LEMAIRE © Tous droits réservés - mars 2021 - OPÉRA ÉNERGIE Opéra Énergie, 27 rue de la Villette, 69003 LYON, SAS au capital de 125 519 euros, RCS Lyon 808 096 119 Toute représentation ou reproduction intégrale ou partielle faite sans le consentement de l’auteur ou de ses ayants droit ou ayants cause est illicite. 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