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unknown - Métropole - Européenne de Lille - 21 C 0228 Document publié le Vendredi 23 avril 2021 Lien du pdf (unknown - Métropole - Européenne de Lille - 21 C 0228)Thèmes du document : Assurance, Industrie, Transports, 21 C 0228

Séance du vendredi 23 avril 2021

Délibération DU CONSEIL

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SECRETARIAT GENERAL ET ADMINISTRATION - PATRIMOINE ET SECURITE -STRATEGIE ET ECONOMIE DU PATRIMOINE

AUTORISATION DE SIGNATURE DE LA CONVENTION DE SERVICE D'ACHAT

CENTRALISE POUR L'ADHESION AU DISPOSITIF D'ACHAT GROUPE D'ELECTRICITE

- DECISIONS - FINANCEMENT

En France, c’est d’abord la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant organisation du marché de l'électricité (loi NOME) qui organise la fin des Tarifs Réglementés de Vente (TRV) en électricité pour les sites dont la puissance est supérieure à 36 kVA au 31 décembre 2015 (première étape).

La loi n°2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat acte la deuxième étape de la fin des TRV en visant, pour les personnes concernées, la fin des TRV pour les sites de puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA au 01/01/2021.

Ces lois successives annoncent la disparition totale des TRV, pour tout client, dans les prochaines années en conformité avec le droit européen.

I. Rappel du contexte

En France, seule la fourniture d’électricité entre dans le champ concurrentiel. Le transport (opéré par RTE, Réseau de Transport d’Electricité) et la distribution restent en monopole. Le principal distributeur ENEDIS alimente 95% du territoire français continental. Il existe également environ 170 ELD (Entreprises Locales de Distribution), qui distribuent l’électricité sur les 5% restants. Notamment pour ce qui nous concerne la régie d’électricité de Loos.

L’acheminement (transport et distribution) étant en monopole, les règles et les barèmes publics des coûts d’acheminement s’imposent à tous les fournisseurs et à tous les consommateurs publics ou privés en France.

Ces coûts d’acheminement, contrôlés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE : autorité administrative indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France), sont regroupés dans le TURPE : Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité.

II. Objet de la délibération

Afin de répondre à cette obligation légale, la MEL a fait le choix, lors de la séance du conseil du 17 avril 2015, d’adhérer au dispositif d’achat groupé d’électricité proposé par l’UGAP pour l’ensemble de ses besoins en électricité (sont exclus 42 points de21 C 0228

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livraison < 36 KVA alimentant essentiellement des feux tricolores de Loos Lez Lille et desservis par la régie d’énergie de cette commune).

Le 1er marché UGAP (vague 1) auquel a adhéré la MEL a couvert la période 2016- 2018. Au terme de cette première expérience la MEL a renouvelé son adhésion pour un second marché (vague 2) qui couvre la période 2019-2021. Durant cette dernière vague la MEL a consommé 31 GigaWatt / an pour un montant global de 5 M€ HT / an.

La date de fin du dispositif, et les marchés afférents arrivant à leur terme, au 31 décembre 2021, il convient d’adhérer à un nouveau dispositif et de procéder à l’établissement d’un nouveau marché.

Pour le renouvellement de ce dispositif, la MEL a choisi de renouveler son adhésion au service d’achat centralisé spécifique aux collectivités territoriales, offert l’UGAP .

Pour la MEL, l’intérêt de rejoindre le dispositif de l’UGAP réside notamment dans :

la performance économique : par la massification sur la France entière - L’ingénierie de prix proposée par l’UGAP, qui permet de profiter des baisses de marché quand elles se produisent et de protéger contre des hausses, est confirmée dans les nouveaux dispositifs énergie UGAP. Elle permet également d'obtenir un prix fixe par année civile.

- La rapidité d’attribution lors des marchés subséquents Ce processus administratif et décisionnel extrêmement rapide mis en place par l’UGAP est gage de performance économique puisqu’il évite aux fournisseurs candidats d’intégrer dans le prix, le coût d’une couverture de risques sur le marché de l’énergie.

- Une procédure et un cahier des charges respectant les fondamentaux des marchés de l’énergie et de l’amont industriel (distribution et transport) ;

- la sécurité technique : la défaillance d’un fournisseur est prévue et la situation réglementée.

- Sécurité juridique : Toute la procédure est garantie par l’UGAP.

- Simplification de l’exécution : 2 lots maximums par bénéficiaire et non 3 comme dans le dispositif précédent ELECTRICITE Vague 2 (un lot pour les « petits sites » et un lot pour tous les « gros sites »), pas d’engagement de consommation, des services associés...

- La garantie de réponse de fournisseurs.

La comparaison entre un prix issu d’une consultation simple d’un gros acheteur (170 sites, 60 GWh) et un prix UGAP (avril 2019) montre que les prix obtenus par l’UGAP sont inférieurs à ceux obtenus par ce gros acheteur :

- Pour les C5 (ex tarif bleu) : - 12 % sur le prix énergie

- Pour les C4 (ex tarif jaune) : - 17 % sur le prix énergie

- Pour les C3 (ex tarif vert) : - 16 % sur le prix énergie21 C 0228

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La comparaison entre un prix issu d’une consultation simple d’une commune et un prix UGAP (mars 2019) montre que le prix obtenu par la commune seule pour ses sites T3 est de 53,31 €/MWh alors que le prix obtenu par l’UGAP pour les sites T3 est de 26,59 €/MWh soit - 50% sur le prix énergie.

Comme sur la plupart de ses marchés, le défraiement de l’UGAP est prélevé directement auprès des fournisseurs pour des raisons de simplicité et d’économie de gestion pour les Bénéficiaires et l’UGAP.

Ce défraiement est comparable à ce que prélèvent les groupements existants par des cotisations annuelles. Il est largement couvert par le gain en termes de prix apporté par un dispositif d’achat groupé au niveau national présentant de multiples foisonnements, une rapidité d’attribution et de grands volumes.

.

Par ailleurs, les bénéficiaires du groupement auront aussi la faculté de choisir, pour tous leurs sites, entre plusieurs niveaux d’électricité garantie d’origine renouvelable.

Il est proposé de retenir l’option EV+, le choix plus ciblé des technologies de production permettra de faire appel au solaire, à l’éolien, à la biomasse…, à l’exclusion de la grande hydraulique et de l’incinération de déchets. L’idée est de retenir les technologies non encore amorties a contrario de la grande hydraulique, pour participer au signal de construction de nouvelles unités de production d’électricité renouvelable.

Nul ne peut bien sûr connaître à l’avance les prix résultant d’un appel d’offres mais le surcoût estimatif de l’option EV+ par rapport au prix de l’électricité standard HTT serait de 0,5 % à 2 %.

Pour l’option EV+, le choix de la part de fourniture (standard sans surcoût, 50%, 75% ou 100%) en électricité verte vaudra pour l’ensemble des sites du bénéficiaire. Le surcoût est proportionnel au taux : ainsi, le surcoût à 100 % est le double de celui à 50 %.

La convention d’adhésion au dispositif d’achat groupé d’électricité est jointe à la présente délibération.

Le dispositif d’achat d’électricité proposé par l’UGAP est sous la forme d’un accord- cadre alloti pour une durée de fourniture commençant au 1er janvier 2022 jusqu’au 31 décembre 2024.

Le marché sera exécuté par le bénéficiaire (c’est à dire la MEL) elle-même (signataire de la convention type avec l’UGAP).

Les marchés sont faits pour une période de 3 ans, sans engagement au-delà.

Par conséquent, la commission principale Gouvernance, Finances, Eval. Politiques publiques, Administration, RH consultée, le Conseil de la Métropole décide :21 C 0228

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1) D'adhérer au dispositif ci-dessus pour la fourniture d’électricité pour la période du 1er janvier 2022 au 31 décembre 2024 ;

2) D’autoriser le président à signer la convention s’y référant ;

3) D’imputer les dépenses aux crédits inscrits au budget en section fonctionnement.

Résultat du vote : ADOPTÉ À L'UNANIMITÉ

Acte certifié exécutoire au 29/04/2021

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