Un nouveau signal vient de s’allumer dans la concurrence entre fournisseurs d’électricité verte. Octopus Energy France s’impose une troisième fois auprès du Territoire d’Énergie Bouches-du-Rhône et sécurise, pour 2026 à 2027, l’alimentation des bâtiments, équipements et éclairages publics de 186 membres. Au-delà du volume, l’enjeu est contractuel et territorial : un seul lot, une traçabilité renforcée, et une stratégie d’achats publics qui se professionnalise.

Un marché public stratégique remporté sur la totalité des points de livraison

Octopus Energy France a gagné l’appel d’offres du Territoire d’Énergie Bouches-du-Rhône pour une durée de deux ans, à compter de janvier 2026. Particularité notable : le syndicat a regroupé l’ensemble des points de livraison en un lot unique et désigne l’entreprise comme titulaire exclusive.

Cette configuration modifie le pilotage opérationnel. D’un côté, le syndicat allège la coordination multi-fournisseurs. De l’autre, le risque d’exécution est concentré, ce qui suppose des garde-fous contractuels sur la continuité d’approvisionnement, les pénalités et les indices de performance.

Les paramètres clés du contrat sont les suivants :

  • Périmètre : bâtiments administratifs, éclairage public, équipements sportifs et culturels des 186 membres du TE13, dont des sites à forte fréquentation.
  • Consommation : environ 310 GWh par an, soit un ordre de grandeur de 60 000 foyers (base 5 MWh par ménage et par an).
  • Durée : 24 mois (2026 à 2027 inclus), avec démarrage au 1er janvier 2026.
  • Traçabilité énergétique : électricité garantie d’origine française et 100 % renouvelable.
  • Services attendus : portail client, suivi des consommations, alertes, optimisation des profils horaires, et accompagnement CEE.

Selon les informations communiquées par l’entreprise et confirmées par des articles de presse économique régionale parus début septembre 2025, l’accord couvre également 417 établissements accueillant des enfants. Cette granularité implique un suivi de portefeuilles de sites très hétérogènes, avec des profils de charge différents entre éclairage public, écoles, crèches, équipements sportifs, musées ou bâtiments administratifs.

Un seul lot, un seul titulaire : ce que cela change pour TE13

En agrégant tous les points de livraison dans un lot unique, TE13 crée un effet de volume favorable à la négociation du prix et à l’homogénéité des conditions contractuelles. Cette structuration :

  • facilite la planification des campagnes de bascule et l’ordonnancement des mises sous contrat ;
  • réduit les interfaces techniques et administratives ;
  • centralise le reporting, utile pour les budgets et les bilans d’émissions ;
  • accroît toutefois la dépendance à un fournisseur unique, à compenser par des clauses de performance et de secours.

Pour Octopus Energy France, cette victoire consécutive confirme un ancrage local déjà visible dans le département et vient s’ajouter à un portefeuille en progression. En 2024, son chiffre d’affaires France a atteint 203 millions d’euros, et l’entreprise revendique désormais plus de 500 000 clients dans l’Hexagone, particuliers, entreprises et collectivités confondus.

Te13 : gouvernance de l’énergie publique et besoins d’un territoire contrasté

Le Territoire d’Énergie Bouches-du-Rhône est un syndicat mixte d’électrification qui fédère 186 membres. Sa mission centrale consiste à regrouper les achats d’énergie, piloter les raccordements et la modernisation des réseaux d’éclairage public, et conseiller ses adhérents sur l’efficacité énergétique.

Le périmètre géographique est large, des communes littorales très touristiques aux zones plus industrielles et rurales. Cette diversité se traduit par une demande électrique composite : pointe d’éclairage estival dans les stations balnéaires, besoins constants pour les établissements scolaires, pics d’usage en fin d’année dans les centres urbains, et dispersion de petits sites à faible puissance.

Infrastructures et membres concernés

Afin d’optimiser les services publics, TE13 couvre un champ large d’équipements : mairies, écoles, collèges pour certains membres, bibliothèques, équipements sportifs, musées ainsi que l’éclairage public. Les villes d’Arles, Aubagne, Cassis, La Ciotat et d’autres communes du département figurent parmi ses adhérents. La gouvernance contractuelle permet d’aligner les investissements, par exemple sur le passage aux LED ou l’installation de systèmes de pilotage des candélabres.

Pour un fournisseur, l’enjeu ne se limite pas au prix du MWh. La valeur provient du suivi fin des profils de charge, du paramétrage tarifaire par compteur, et de la capacité à détecter des anomalies de consommation. Les collectivités recherchent aussi une expérience client simplifiée, avec une plateforme unifiée pour le suivi, la consolidation budgétaire et l’export de données vers les SI financiers.

Un syndicat d’énergie peut lancer un marché pour le compte de ses membres. Le cahier des charges expose les caractéristiques techniques des sites, la segmentation horo-saisonnière, les options de traçabilité (garanties d’origine), et les modalités de bascule des PDL.

Les critères d’attribution combinent prix, valeur technique et performance environnementale. Un lot unique donne un effet de levier sur les prix et la rationalisation de service, tandis que des lots multiples multiplient la concurrence au prix d’une coordination plus lourde.

Commande publique : points d’attention à l’attribution

Pour les contrats d’électricité des collectivités, plusieurs éléments techniques et juridiques font la différence au dépouillement :

  • Prix : structure (fixe, indexé, mixte), index transparents, clauses de révision, modulation.
  • Qualité de service : portail, reporting, gestion des flux ENS/ENEDIS, délais de traitement.
  • Performance environnementale : garanties d’origine françaises, précision de la traçabilité, calendrier de livraison des GO.
  • Engagements CEE : modalités d’accompagnement et d’instruction des dossiers.

Le modèle d’octopus energy france : énergie 100 % verte et services data-driven

Octopus Energy est née au Royaume-Uni en 2015, avec une culture technologique et une orientation client marquées. L’implantation en France s’est concrétisée en 2019 via l’acquisition de Plüm Énergie, devenue Octopus Energy France. L’entreprise met en avant un portefeuille 100 % vert, adossé à des garanties d’origine françaises issues de l’hydraulique, de l’éolien et du solaire.

La promesse contractuelle ne porte pas uniquement sur l’empreinte environnementale. Les collectivités attendent un accompagnement pour lisser leur facture, améliorer la tenue budgétaire, et identifier des actions d’économie d’énergie. Sur ce point, la combinaison d’un portail client, d’alertes et d’analyses de profils de charge est devenue un standard de différenciation.

L’histoire d’octopus energy france

De l’intégration de Plüm à la croissance organique, l’entité française a pris position sur le segment des collectivités et entreprises tout en développant sa base de particuliers. Les gains successifs d’appels d’offres publics en 2024 et 2025 confirment la stratégie territoriale. L’entreprise revendique une couverture nationale et une capacité à gérer des portefeuilles multi-sites avec des besoins saisonniers contrastés.

La trajectoire commerciale récente comporte deux marqueurs : la consolidation de sites publics dans les Bouches-du-Rhône et un succès majeur obtenu à Paris pour une fourniture à partir de 2026. Ensemble, ces marchés structurent un volume annuel supérieur à 690 GWh, renforçant la visibilité industrielle et la mutualisation des achats d’énergie renouvelable.

Les garanties d’origine (GO) attestent qu’un MWh injecté sur le réseau a été produit à partir d’une source renouvelable identifiée (hydraulique, éolien, solaire, biomasse). Pour une collectivité, exiger des GO françaises rapproche la contractualisation des actifs de production du territoire national.

En pratique, la GO porte sur la preuve de la caractéristique renouvelable, pas sur l’acheminement physique vers un site donné. L’intérêt : un pilotage sérieux des émissions comptables et un message clair aux administrés.

CEE : des leviers financiers à mobiliser

Les Certificats d’économies d’énergie sont un outil de financement des travaux de réduction de consommation (isolation, LED, pilotage, etc.). Les marchés de fourniture peuvent intégrer un accompagnement CEE, utile pour les plans pluriannuels d’investissement et la baisse des charges de fonctionnement (référence : dispositif « coup de pouce énergie », économie.gouv.fr, juin 2025).

Impacts chiffrés pour le territoire : émissions évitées, budget public et emploi local

Avec 310 GWh d’électricité verte contractualisée, TE13 envoie un signal fort à ses administrés et à ses agents. Sur le plan environnemental, la portée est double : traçabilité d’une électricité d’origine renouvelable et intégration de services visant à déployer la sobriété et l’efficacité énergétique.

Un ordre de grandeur des émissions évitées peut être discuté. En France, l’intensité carbone du kWh varie selon la production instantanée, mais reste structurellement faible par rapport à d’autres pays européens du fait du nucléaire et des EnR. Le recours à des garanties d’origine renouvelable permet de réduire les émissions comptables des collectivités sur les périmètres dédiés, dans le cadre des standards de reporting usuels.

Côté finances publiques, l’agrégation d’un volume important donne de la visibilité pour la programmation budgétaire 2026 et 2027 : moins de dispersion tarifaire, conditions homogènes, et un contrat unique pour sécuriser les flux. L’effet sur l’emploi se voit rarement immédiatement, mais la stabilité de contrats pluriannuels favorise des équipes locales d’exploitation et de service client, chez le fournisseur et chez les prestataires de maintenance de l’éclairage public.

L’amélioration de la performance énergétique des équipements (ex. passage aux LED, pilotage des horaires d’éclairage) est un gisement de gains. Outre l’effet direct sur la facture, la diminution des kWh consommés abaisse les pics de charge, facteur clé pour les coûts d’acheminement et la stabilité du réseau.

L’équivalence « X GWh = Y foyers » repose sur une consommation moyenne. Le chiffre de 5 MWh par foyer et par an fournit un ordre de grandeur commun. Cette conversion reste illustrative : la consommation réelle dépend du climat local, de l’isolation, des usages et des équipements (chauffage électrique ou non). Dans un cadre budgétaire, les collectivités privilégient des analyses par segment de site plutôt qu’une moyenne nationale.

Capitale et littoral : deux terrains d’exécution pour un même modèle

Ville de paris : stratégie et résultats

En juin 2025, Octopus Energy France a été retenue pour alimenter la Ville de Paris à partir de janvier 2026 avec un volume d’environ 380 GWh par an. Sont concernés les bâtiments municipaux, les équipements et l’éclairage public, avec une exigence d’électricité 100 % verte d’origine française. Ce marché de grande envergure souligne la capacité du fournisseur à gérer des portefeuilles urbains complexes au sein d’une administration de très grande taille.

L’intérêt de rapprocher les marchés de Paris et des Bouches-du-Rhône tient à la mutualisation des compétences et des briques technologiques. Les équipes peuvent capitaliser sur des méthodologies communes de bascule de PDL, des gabarits de reporting et des procédures de gestion d’incidents. Cette convergence est un levier de qualité de service et de maîtrise des coûts d’exploitation.

Bouches-du-rhône : un terrain d’expérimentation à forte saisonnalité

Le département présente une signature de charge atypique : fréquentation touristique élevée, besoins d’éclairage public sensibles à la saison, dispersion de sites à faible puissance et très nombreux points lumineux. La gestion de ces profils appelle des outils d’optimisation d’horaires, des campagnes de maintenance proactives et une lecture fine des profils journaliers pour adapter les calendriers d’allumage et d’extinction.

Un élément différenciant de ce marché réside dans le nombre d’établissements scolaires et d’accueil d’enfants couverts : la stabilité d’usage est élevée sur l’année, mais des phases d’arrêt (vacances) créent des opportunités d’optimisation. Le fournisseur doit être en mesure de proposer des plans d’action ciblés et de documenter l’impact sur la consommation, l’empreinte et la facture.

Marché français 2026 à 2027 : prix, régulation et risques contractuels

La trajectoire des prix de l’électricité pour les acheteurs publics se joue sur plusieurs leviers : marchés de gros, fin des dispositifs hérités et nouveaux repères réglementaires. La page de l’ARENH arrive à son terme, au profit d’un nouveau cadre de régulation du nucléaire à partir de 2026, reposant sur des mécanismes de corridor et de partage de valeur. L’objectif affiché : plus de lisibilité pour les consommateurs et une meilleure répartition des revenus de la filière nucléaire.

A cela s’ajoutent les fondamentaux des commodités : le coût des combustibles fossiles, la disponibilité hydraulique, la vitesse de déploiement des EnR et la météo. En 2024, la production primaire d’énergie en France a progressé de 9,9 %, portée par le redressement du nucléaire et la hausse des énergies renouvelables (source : SDES, bilan 2024, avril 2025). Pour 2026 – 2027, la clé sera l’articulation entre contrats longs et achats opportunistes, avec une gouvernance d’achat plus sophistiquée dans les collectivités.

Dans ce contexte, l’intérêt d’un lot unique et d’un titulaire unique se juge sur la qualité de la clauses d’indexation et de la gestion des risques. Les points à sécuriser incluent :

  • Structure de prix : choix entre prix fixe, indexation partielle, ou hybridation des profils horaires pour lisser le coût sur l’année.
  • Clause de révision : indices de référence transparents, modalités de plafonnement, calendrier des ajustements.
  • Service de données : fréquence des relevés et qualité des référentiels pour fiabiliser la facturation et les budgets.
  • Performance environnementale : calendrier d’attribution des garanties d’origine, origine des actifs, audits possibles.
  • Plan de continuité : procédures de bascule en cas d’incident ou de défaillance, coordination avec le gestionnaire de réseau.

Sur la dimension financière, l’alignement entre la trajectoire de prix contractualisée et les budgets des adhérents exige une discipline de suivi mensuelle. Les directions financières ont intérêt à piloter les engagements sur la base d’un référentiel unique de sites, d’une charte d’usage des données et d’un calendrier de revue. Avec des volumes proches du TWh à l’échelle de plusieurs marchés, l’effet d’échelle rend plus critiques les écarts d’indexation.

Ce que doivent surveiller les directions financières en 2026

Trois axes de vigilance remontent des retours d’expérience des marchés publics d’électricité :

  1. Indexations et révisions : transparence des indices, mécanismes de plafonnement, règles de recalcul en cas d’anomalies de données.
  2. Qualité des flux : synchronisation des référentiels PDL, suivi des mouvements de sites, cohérence des profils horaires appliqués.
  3. Pilotage environnemental : calendrier de livraison des GO, preuves d’origine françaises, articulation avec les rapports climat des collectivités.

Une facture d’électricité pour une collectivité agrège : l’énergie (prix du MWh), l’acheminement (TURPE), des taxes et contributions, ainsi que des prestations. La part énergie est la plus volatile et dépend du profil de consommation. Les publications officielles sur les prix de l’énergie éclairent ces composantes et leur évolution récente (voir Chiffres clés de l’énergie 2024, SDES).

Pourquoi te13 mise sur la traçabilité et la performance d’usage

Au-delà du signal environnemental, l’intérêt d’un contrat 100 % vert d’origine française réside dans la capacité à mobiliser des leviers concrets d’économies. Les plans LED, la détection de présence, le pilotage intelligent de l’éclairage et des réglages fins sur les bâtiments publics font partie du réservoir d’actions. Le parcours contractuel avec un seul titulaire simplifie la coordination, depuis la conception des actions jusqu’à l’instruction d’éventuels CEE.

Il s’agit également d’une politique de transparence auprès des citoyens. L’affichage d’objectifs chiffrés et d’indicateurs de réalisation (kWh évités, émissions comptables, nombre de points lumineux modernisés) apporte de la crédibilité. Dans le dialogue avec les élus, un reporting consolidé allège la lecture budgétaire et soutient les arbitrages en conseil municipal ou communautaire.

La démarche se reflète dans l’écosystème régional : entreprises d’installation, mainteneurs d’éclairage, bureaux d’études, éditeurs de solutions de pilotage. Les marchés de fourniture structurent une demande autour de ces métiers. À terme, la compétitivité du territoire bénéficie d’une meilleure efficacité énergétique, facteur d’attractivité et de résilience face aux tensions sur les prix.

Deux lectures coexistent. La comptabilité carbone contractuelle permet de valoriser une électricité d’origine renouvelable via les GO, utile pour les rapports climat.

La lecture physique, elle, se base sur l’intensité carbone du mix national instantané. Les collectivités gagnent à documenter les deux approches : l’une pour piloter les engagements, l’autre pour orienter les actions concrètes de réduction de consommation et d’effacement en heures de pointe.

Un jalon pour les achats publics d’énergie dans les bouches-du-rhône

Le choix de TE13 illustre une tendance de fond : l’industrialisation des achats d’électricité publique avec une intégration plus étroite entre prix, traçabilité et performance d’usage. Le succès d’Octopus Energy France, confirmé sur plusieurs territoires, montre que les fournisseurs positionnés sur le 100 % vert et les services data peuvent emporter des marchés très hétérogènes, de la capitale à des territoires littoraux saisonniers.

Rendez-vous en 2026 pour le test d’exécution en réel : maîtrise de la bascule de centaines de sites, qualité des données et impact mesurable sur la consommation. Si ces promesses se concrétisent, le marché TE13 pourrait servir de référence pour les prochains groupements d’achat en région.

Au-delà d’une étiquette verte, cette attribution met au premier plan la qualité du pilotage énergétique public : un contrat unique, une énergie tracée, et la donnée comme levier d’économies durables.