TABlEAU DE BORD RAPPORT DE CONTRôlE 2012

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1 Concession électricité tableau de bord Rapport de contrôle 2012

2 Sommaire Page 3 5 L éditorial 6 AVANT-PROPOS 7 L organisation de la Distribution Publique d énergie électrique 10 Tableau de bord Le Patrimoine de la Concession 11 La propriété des ouvrages 12 Le réseau moyenne tension HTA 21 Le réseau BASSE TENSION BT 30 Les postes de transformation HTA / BT 32 Rapport de contrôle L exploitation du patrimoine de la Concession 33 La qualité de fourniture 50 LA MAîTRISE D OUVRAGE DES TRAVAUX 56 La gestion de la clientèle - le service aux usagers 64 L analyse comptable et financière de la Concession 65 L Analyse des données comptable et technique 76 L Analyse de la cohérence des inventaires technique et comptable 83 L Approche de l équilibre économique de la concession 85 LA Redevance de la concession : R1 et R2 88 La veille juridique et la mise en conformité du cahier des charges de concession 90 Les annexes 91 Les inventaires technique et comptable par commune 1

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4 L éditorial Jack SAUTEL Président du Syndicat Mixte d énergie du Département des Bouches-du-Rhône Maire de Maussane-les-Alpilles Tout au long de l année, le Syndicat d Energie des Bouches-du-Rhône exerce sa mission d autorité organisatrice de la distribution publique d énergie électrique au plus près des intérêts de ses communes membres. Cette mission est définie dans la convention de concession signée en 1994 entre les concessionnaires ERDF et EDF (fournisseur au tarif réglementé) et l autorité concédante SMED13, pour une durée de 30 ans. Ainsi, le Syndicat assure le contrôle des missions de service public délégué, le contrôle de la qualité du produit distribué, ainsi que le contrôle technique et financier du patrimoine concédé. Comme chaque année, et conformément aux articles L et L du CGCT, l agent assermenté au contrôle de la concession a remis un bilan d observations sur l exécution du service public. Ce bilan, élaboré en interne par le service électricité, concerne l exercice Il est complété par un audit spécifique, sur pièces et sur place dans les locaux d ERDF, portant sur un échantillon de 10 chantiers, réalisé par le cabinet Audit Expertise Conseil. Dans la continuité des contrôles passés, il est constitué de : un tableau de bord de la concession précisant le patrimoine de chaque commune, un contrôle de la qualité de l énergie distribuée et de la réalisation des ouvrages, un contrôle de la valeur physique et comptable du patrimoine concédé. Au vu, notamment, du rapport de contrôle, du compte rendu annuel du concessionnaire (présenté en application de l article 32 du cahier des charges) et des informations recueillies auprès de la commission consultative des services publics (prévue à l article L du CGCT), le SMED13 intervient auprès du concessionnaire pour lui faire part, au nom de la population desservie, de ses conclusions sur l exécution du service public de distribution d énergie électrique. Je vous laisse donc le soin de parcourir ce rapport contractuel et détaillé. Bonne lecture. Le rapport veille à ce que chaque commune ait la visibilité la plus complète de l état physique et de la valeur financière du patrimoine transféré pour la durée du contrat de concession. Jack SAUTEL 3

5 4 SAINT-MARTIN DE CRAU - Rue Van Gogh Avant-Après

6 Charles FABRE Vice-Président du SMED13 Délégué au contrôle des concessions et correspondant auprès de la FNCCR La période historique des évolutions technologiques que nous traversons, nous impose à nous, les collectivités territoriales, un certain nombre de mutations organisationnelles et stratégiques. Ainsi, l acte III de la décentralisation et le débat de la transition énergétique démontrent le rôle avisant des collectivités territoriales dans les politiques énergétiques. Il importe de réussir cette transition sans remettre en cause la solidarité territoriale, socle du modèle électrique français. Qu il s agisse de la valorisation des énergies renouvelables (photovoltaïques, éoliennes), de la gestion des territoires intelligents (gestion technique centralisée ou du bâtiment, compteur communiquant, smart-grids ), de la maîtrise de la demande énergétique, de la mobilité ou du développement des usages spécifiques liés aux nouvelles technologies de l information et de la communication, la part de l électricité dans la consommation finale d énergie est appelée à croître. Sa distribution est donc stratégique. Afin de favoriser la transition énergétique, des évolutions, notamment en matière de gouvernance, sont souhaitables, mais doivent s accompagner de garde-fous pour éviter l apparition de fractures territoriales. Il convient dès aujourd hui de répondre aux grands enjeux énergétiques : l exercice de la compétence d autorité organisatrice de la distribution publique d énergie électrique, la perception de la taxe sur la consommation finale d électricité, et de manière plus générale la fiscalité énergétique, l achat d énergie et la mise en concurrence, le renouvellement de la concession électrique Plus que jamais, l intervention du SMED13 est primordiale dans son rôle de contrôle de la concession, mais également de soutien aux actions menées pour l efficacité énergétique sur le territoire des Bouches-du-Rhône. Le rapport de contrôle, que vous avez entre les mains, témoigne de la qualité de l expertise de votre syndicat d énergie. Charles FABRE 5

7 AVANT-PROPOS L organisation de la Distribution Publique d énergie électrique 6

8 L organisation de la Distribution Publique d énergie électrique Cadre réglementaire Loi municipale du 5 avril 1884 qui caractérise la distribution d énergie électrique comme un service public local d essence communale, Loi du 15 juin 1906 sur la distribution d énergie qui reconnaît aux communes le pouvoir concédant et institue le régime des concessions, Loi du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l électricité et du gaz. EDF se substitue aux anciens concessionnaires privés, 17 février 1994 : création du syndicat mixte d électrification du département des Bouchesdu-Rhône, les communes transfèrent leur autorité concédante au SMED13, qui est devenu l interlocuteur unique auprès d EDF pour le territoire de la concession, 11 mars 1994 : signature du cahier des charges de concession électrique avec EDF pour une durée de 30 ans, Lois du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l électricité, du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l électricité et au service public de l énergie, du 9 août 2004 relative au service public de l électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, du 7 décembre 2006 relative au secteur de l énergie qui confortent et étendent le rôle des collectivités locales dans leur qualité d autorité concédante. 26 février 2006 : le syndicat devient syndicat mixte d énergie du département des Bouches-du-Rhône, et signe le 18 décembre 2006 un cahier des charges de concession gaz avec Gaz de France pour une durée de 30 ans. Loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l énergie qui précise la nouvelle définition du service public de l électricité. Loi du 7 décembre 2010 portant organisation du marché de l électricité, dite loi Nome, a pour objectif d assurer aux fournisseurs alternatifs un droit d Accès régulé à l électricité nucléaire historique, dit ARENH, de permettre la préservation du parc nucléaire historique d EDF et de maintenir des prix compétitifs en France pour les consommateurs finals. Le rôle des Collectivités Locales La loi du 8 avril 1946 instaure un concessionnaire unique et obligé des communes Electricité de France, chargé de l exploitation du réseau de distribution publique d énergie électrique. Et précise, en son article 36, que les collectivités locales conservent des droits fondamentaux tels que : La propriété des ouvrages, considérés comme biens de retour à l autorité concédante (alinéa 3), Les collectivités locales restent propriétaires des installations qui leur appartiennent ou de celles qui, exploitées sous le régime de l affermage ou de la concession, devraient leur revenir gratuitement en fin de concession. La prérogative de maîtrise d ouvrage (alinéa 4) : sur la concession du département des Bouches-du-Rhône, les règles de répartition de la maîtrise d ouvrage entre le SMED13 et le concessionnaire EDF sont énoncées dans le cahier des charges de concession. Le mode de gestion du service public de distribution d électricité, régi selon la concession et encadré par un contrat de concession qui impose une répartition des travaux entre les communes (ou le SMED13) et EDF, ne prévoit aucune autre maîtrise d ouvrage possible, privée ou publique, sur le territoire de la concession. L obligation du concessionnaire d incorporer les ouvrages correspondants dans la concession. Le pouvoir du contrôle du concessionnaire (alinéa 5) La loi du 15 juin 1906 stipule qu il appartient à toute commune ou Syndicat de communes de pourvoir au contrôle de la distribution d énergie électrique. Ces dispositions sont reprises dans l article 32 du cahier des charges de concession qui précise Les agents de contrôle peuvent à tout moment procéder à toutes vérifications utiles pour l exercice de leur fonction, et en particulier effectuer les essais et mesures prévus au présent cahier des charges, prendre connaissance sur place, ou copie, de tous documents techniques ou comptables. La loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l énergie définit le service public de l électricité. Le service public de l électricité Il recouvre les missions de développement et d exploitation du réseau public de distribution d électricité et la mission de fourniture aux usagers qui bénéficient des tarifs réglementés de vente, y compris ceux qui ont droit à la tarification spéciale produit de première nécessité. 5 décembre 2013 : Adoption de l avenant au contrat de concession de distribution d énergie électrique appliquant les stipulations du protocole d accord FNCCR/ERDF

9 L organisation du système électrique français L article L du CGCT apporte la définition suivante : un réseau public de distribution d électricité a pour fonction de desservir les consommateurs finals et les producteurs d électricité raccordés en moyenne et basse tension. Il appartient à la commune entre les limites physiques suivantes : En amont, ouvrages de transport d électricité (bornes de sortie des disjoncteurs des postes sources, interface du réseau de transport et du réseau de distribution publique), En aval, installations intérieures des abonnés (bornes de sortie du disjoncteur abonné). Les ouvrages de distribution comprennent toutes les installations de tension strictement inférieures à 63 kv, jusqu au disjoncteur abonné (lignes moyenne tension HTA, lignes basse tension BT, postes de transformations, branchements, etc.). l Ouverture du marché de l électricité L ouverture à la concurrence concerne uniquement la production et la vente d énergie et en aucun cas l acheminement de cette énergie par les réseaux de transport et de distribution publique. Aujourd hui, de multiples acteurs ont un rôle dans le système électrique français : La Commission de régulation de l énergie (CRE) qui veille au respect des nouvelles règles de fonctionnement du marché ouvert, au libre accès pour les fournisseurs d énergie aux réseaux publics de transport et de distribution, propose les tarifs d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution et fixe le coût d exploitation des réseaux de distribution, Les fournisseurs qui assurent la vente de l électricité, le service et le suivi du client. Edf devient un fournisseur parmi d autres, Le Réseau de transport d électricité (RTE) qui assure l équilibre entre la production et la consommation au niveau national et exploite le réseau haute et très haute tension ( à Volts) utilisé pour assurer les échanges avec les pays voisins et pour acheminer l énergie jusqu aux zones régionales et à proximité des centres de consommation, Les distributeurs (ERDF et les entreprises locales de distributions) qui exercent leurs activités dans le cadre fixé par la loi, sous le contrôle de la CRE, sont rémunérés par des tarifs régulés et ont en charge l exploitation du réseau public de distribution appartenant aux communes et utilisé pour desservir localement les usagers, Les consommateurs. Professionnels et collectivités locales sont libres de choisir leur fournisseur d électricité et le type de contrat qu ils souhaitent depuis le 1 er juillet Le client dit particulier a cette possibilité, depuis le 1 er juillet 2007, date de l ouverture totale du marché de l électricité. L autorité concédante (le SMED13 sur le département des Bouches-du-Rhône) qui voit son rôle réaffirmé, conforté et étendu par la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l électricité et par la loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l électricité et au service public de l énergie. 8

10 Le prix de l électricité Le prix de l électricité comprend : Le tarif de l acheminement de l électricité - Tarif d utilisation du réseau public d électricité (TURPE) -, fixé par décret, qui rémunère le transporteur (RTE), le distributeur (ERDF), et permet l entretien et l exploitation des réseaux de transport et de distribution publique, Le prix de la fourniture d électricité librement déterminé par le marché. Le producteur et la société qui commercialise l électricité et les services associés sont rémunérés en fonction de leurs coûts et de leur marge, Les prélèvements de nature fiscale qui se composent de : la CSPE (Contribution au service public de l électricité) qui comprend le financement des filières industrielles par la compensation du tarif d achat des énergies renouvelables, les investissements pour les zones insulaires et le tarif de solidarité à travers le TPN (Tarif de première nécessité) la CTA (contribution tarifaire d acheminement) pour financer les droits à l assurance vieillesse des personnels des industries électriques et gazières, les TLCFE (Taxes locales sur la consommation finale d électricité) communale et départementale, la TVA (Taxe sur la valeur ajoutée). Au 31 mars 2013, le prix de l électricité se décompose comme suit (source CRE Commission de régulation de l énergie) : Pour un consommateur résidentiel (< 36 KVA - tarif bleu) TLCFE 7,5% CSPE 6,5% CTA 2,0% Fourniture 37,0% TVA 15,0% 37% part fourniture (production et vente) 32% part acheminement (transport et distribution) 31% fiscalité et contributions (TVA, TLCFE, CSPE, CTA) Acheminement 32,0% 9

11 Tableau de bord Le Patrimoine de la Concession La propriété des ouvrages Le réseau moyenne tension HTA Le réseau BASSE TENSION BT Les postes de transformation HTA / BT 10

12 La propriété des ouvrages La concession SMED13 regroupe la totalité des communes des Bouches-du-Rhône, excepté la ville de Marseille qui a sa propre concession. La définition du patrimoine de la concession est clairement établie dans l article n 2 du cahier des charges de concession Les ouvrages concédés comprennent l ensemble des installations affectées à la distribution publique de l énergie électrique existant au moment de la signature du présent contrat, dans le périmètre de la concession, ainsi que toutes celles de tension strictement inférieure à volts, qui seront établies par le concessionnaire avec l accord de l autorité concédante ou par l autorité concédante avec l accord du concessionnaire. Les limites physiques de la concession sont d une part les postes sources et d autre part la limite de la propriété de l usager, c est-à-dire le compteur (le disjoncteur étant propriété de l usager). Les branchements reliant les usagers aux réseaux (en général construits sur les propriétés des usagers) font partie du patrimoine de la concession. Concernant la propriété des réseaux et ouvrages, ils sont mis à disposition par les collectivités adhérentes. Cette obligation résulte de l article L du Code général des collectivités territoriales, ce qui permet au syndicat de pouvoir concéder les ouvrages à l exploitant. La répartition des usagers de la concession (source INSEE - date de référence statistique : 1 er janvier 2011) Plus de usagers De à De à De 500 à De 200 à 500 Moins de 200 usagers Commune hors concession 11

13 Le réseau moyenne tension HTA Typologie du réseau et évolution des linéaires Véritable ossature du réseau de distribution, le réseau HTA (supérieur à volts) permet la desserte et le maillage du département des Bouches-du-Rhône afin d assurer un service de distribution d énergie de qualité. En 2012, le réseau HTA de la concession s étend sur une longueur de km. Les conducteurs aériens représentent 35,5% du réseau HTA, pour les ouvrages concédés exploités par les deux centres de distribution d EDF. Linéaire (en km) Taux Réseau HTA aérien (nu et torsadé) 2 661,5 35,5% Dont réseau HTA aérien nu 2 652,0 35,4% Dont réseau HTA aérien isolé (torsadé) 9,5 0,1% Réseau HTA souterrain 4 842,5 64,5% Longueur totale du réseau HTA 7 504,0 100,00% Soit 119,7 km de réseau supplémentaire (accroissement de 1,62%) par rapport à Le réseau HTA de la concession fait apparaître un taux d enfouissement assez élevé (64,5%). Il se situe dans la fourchette haute des valeurs constatées sur le territoire national. En outre, les réseaux aériens nus représentent km (35,4% du total), et 0,17% de ces réseaux sont en faible section. Evolution du linéaire HTA Entre 2009 et 2012, la part des réseaux souterrains est passée de 59,1% à 64,5%, soit une augmentation de 5,4 points. Au cours de la même période, le linéaire total de réseau HTA a augmenté de 5,6%. Longueur Aérien Souterrain totale Longueur Longueur (en km) Taux (en km) (en km) Taux Total concession ,5% ,5% Total concession ,2% ,8% Total concession ,9% ,1% Total concession ,9% ,1% Total concession ,7% ,3% Total concession ,7% ,3% Total concession ,8% ,2% Total concession ,3% ,7% Total concession ,5% ,5% Total concession ,7% ,3% 12

14 Evolution du linéaire HTA Entre 2003 et 2012, la part des réseaux souterrains est passée de 52,3% à 64,5%, soit une augmentation de plus de 12 points. Le réseau HTA alimentant la concession est nettement plus enfoui que la moyenne nationale (en 2010 et selon la CRE : 36,3% en France, 69,5% en Allemagne et 46,2% en Grande-Bretagne). Répartition géographique des réseaux HTA souterrain/aérien Le taux global d enfouissement du réseau HTA alimentant la concession ne doit pas cacher les disparités géographiques. En effet, alors que le taux moyen d enfouissement est de 64,5 %, 5 communes possèdent sur leur territoire plus de 75% de réseau HTA aérien. è En 2012, les communes de Mas Blanc les Alpilles (87,9%) et de Saint Antonin sur Bayon (84,4%) sont passées sous le seuil des 90% de réseau HTA aérien. Taux de réseau HTA aérien par commune en 2012 Inférieur à 25% Entre 25 % et 50% Entre 50% et 75% Supérieur à 75% Commune hors concession 13

15 Communes ayant un taux de réseau HTA aérien supérieur à 75% en 2012 Commune Longueur totale de réseau HTA (en m) Longueur de réseau HTA aérien (en m) Taux de réseau HTA aérien MAS BLANC LES ALPILLES ,9% AURONS ,8% SAINT-ANTONIN-SUR-BAYON ,4% SAINT ESTÈVE JANSON ,2% LAMANON ,9% Aucune commune n est entièrement alimentée par un réseau souterrain. 34 communes possèdent plus de 75% de réseau HTA en souterrain sur leur territoire. Communes ayant un taux de réseau HTA souterrain supérieur à 75% en 2012 Commune Longueur totale de réseau HTA (en m) Longueur de réseau HTA souterrain (en m) Taux de réseau HTA souterrain LA PENNE-SUR-HUVEAUNE ,9% MARIGNANE ,4% ALLAUCH ,4% LES BAUX-DE-PROVENCE ,0% LA CIOTAT ,9% GIGNAC-LA-NERTHE ,7% PLAN-DE-CUQUES ,5% ROGNONAS ,4% SAINT-VICTORET ,2% MIRAMAS ,1% CASSIS ,4% MARTIGUES ,2% VITROLLES ,8% CARNOUX-EN-PROVENCE ,5% ROUSSET ,0% SAINT-MARC-JAUMEGARDE ,5% PORT-DE-BOUC ,3% CARRY-LE-ROUET ,1% BOUC-BEL-AIR ,3% GEMENOS ,3% SAINT-SAVOURNIN ,0% SAINT-PIERRE-DE-MEZOARGUES ,6% PLAN-D'ORGON ,6% LA DESTROUSSE ,6% CHATEAUNEUF-LES-MARTIGUES ,4% SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE ,2% AURIOL ,6% ENSUES-LA-REDONNE ,5% SAINTES-MARIES-DE-LA-MER ,2% LES PENNES-MIRABEAU ,0% CHATEAUNEUF-LE-ROUGE ,7% FOS-SUR-MER ,1% SEPTÈMES-LES-VALLONS ,6% EGUILLES ,4% 14

16 Taux d enfouissement du réseau HTA par commune Plus de 90% Entre 75 et 90% Entre 50 et 75% Entre 25 et 50% Moins de 25% Commune hors concession Le taux moyen d enfouissement est de 64,5%, mais 5 communes possèdent sur leur territoire plus de 75% de réseau HTA aérien. Le réseau HTA alimentant les communes de bord de mer, est globalement plus enfoui que sur le reste de la concession. Répartition géographique du linéaire sensible HTA Le plan Aléas climatiques définit comme principaux facteurs de vulnérabilité du réseau HTA : le réseau aérien nu en zones boisées (risque zones boisées ) et le réseau aérien nu de faible section (risque vent ). De manière générale, l ensemble du réseau aérien nu est susceptible d être impacté par des aléas climatiques. Par ailleurs, l âge du réseau constitue également un facteur de risque vis-à-vis des défaillances. Le réseau HTA aérien nu A fin 2012, le réseau HTA était constitué à 35,4% de réseau aérien nu, soit 1,7 point de moins par rapport à l exercice Taux de réseau HTA aérien nu par rapport au linéaire HTA total par commune Plus de 75% Entre 50% et 75% Entre 25% et 50% Entre 10% et 25% Moins de 10% Commune hors concession 15

17 33 communes (38 communes en 2011) présentent une proportion de linéaire HTA aérien nu supérieure à 50%. A noter qu il n y a aucune commune avec un linéaire HTA 100% aérien. Le tableau suivant indique les communes présentant les taux d aérien nu les plus importants (de plus de 75% par rapport au linéaire total). Nom de commune Longueur HTA aérien nu (m) Taux réseaux Aérien nu HTA mas-blanc-les-alpilles ,9% aurons ,8% saint-antonin-sur-bayon ,4% saint-esteve-janson ,2% lamanon ,9% Le réseau HTA aérien nu de faible section Les réseaux de faible section sont par nature plus contraignants en termes de pertes par effet joule, entraînant des chutes de tension plus élevées en bout de ligne. A fin 2012, le linéaire de réseau HTA aérien de faible section était égal à 12,4 km, soit 0,47% du linéaire HTA aérien nu. Il a légèrement évolué à la baisse par rapport à l exercice précédent. Entre 10% et 20% Entre 5% et 10% Moins de 5% Aucun réseau de faible section Commune hors concession En 2012, 101 communes de la concession ne présentent pas de réseau aérien HTA de faible section. Le taux de réseau de faible section atteint 16,8% au maximum (commune d Aureille) et dépasse 5% pour 3 communes de la concession. 16

18 Le tableau suivant permet de répertorier les communes avec des réseaux HTA de faible section. Commune Aérien nu HTA (en km) Faible section HTA (en km) Part des réseaux HTA en faible section AUREILLE 5,6 0,94 16,82% MAILLANE 15,3 1,61 10,52% CHARLEVAL 10,2 0,99 9,69% FONTVIEILLE 17,4 0,89 5,12% SAINTES-MARIES-DE-LA-MER 21,8 1,04 4,78% MOURIES 23,6 0,82 3,47% ALLAUCH 6,4 0,16 2,57% LE PUY-SAINTE-REPARADE 31,4 0,66 2,12% LAMBESC 50,4 0,87 1,74% TRETS 45,7 0,78 1,70% SAINT-ANDIOL 17,3 0,28 1,65% CHATEAURENARD 30,5 0,36 1,18% SAINT-MARTIN-DE-CRAU 119 0,91 0,77% ARLES 354,4 1,69 0,48% SENAS 32,5 0,11 0,35% LAMANON 20,8 0,03 0,16% AIX-EN-PROVENCE 152,4 0,20 0,13% Le réseau HTA souterrain avec une isolation papier (CPI) Parmi les différentes techniques d isolation des réseaux souterrains du SMED13, 211,8 km de linéaire (4,37%) sont à isolation en câble papier (CPI). Il a diminué par rapport à l exercice précédent (-0,53%, soit 7,2 km en moins). Cette technologie est amenée à être remplacée du fait de son ancienneté et de ses caractéristiques techniques peu adaptées au climat des Bouches-du-Rhône (probabilité de défaillance élevée en cas de forte chaleur). Au niveau national, le concessionnaire s est fixé pour objectif de déposer kilomètres/an pendant 10 ans à partir de 2010 (Rapport d information sur la sécurité et le financement des réseaux de distribution d électricité - Assemblée nationale - 5 avril 2011). Proportion des câbles à isolation papier par rapport au réseau souterrain HTA par commune Entre 10% et 25% Entre 5% et 10% Moins de 5% Pas de câble à isolation papier Commune hors concession En 2012, 34 communes ne possèdent pas de linéaire en CPI. Les réseaux en CPI se situent donc sur 84 communes de la concession. Aucune commune de la concession ne dispose d un réseau HTA souterrain intégralement en CPI. Une seule commune possède un réseau HTA souterrain constitué de câble papier proche de 25% (Les Baux-de-Provence). 17

19 Le tableau ci-dessous indique les communes sur lesquelles le réseau en câble papier est supérieur à 5% du réseau souterrain. Communes Longueur souterrain (en km) Longueur CPI (en km) Taux CPI LES BAUX-DE-PROVENCE ,9% SAINTES-MARIES-DE-LA-MER ,7% PORT-DE-BOUC ,5% BERRE-L'ETANG ,9% LA PENNE-SUR-HUVEAUNE ,9% CARRY-LE-ROUET ,3% FOS-SUR-MER ,6% ARLES ,1% LA CIOTAT ,4% CARNOUX-EN-PROVENCE ,9% SAUSSET-LES-PINS ,8% CABANNES ,6% ALLAUCH ,3% AIX-EN-PROVENCE ,9% TARASCON ,3% EYGUIERES ,3% SAINT-REMY-DE-PROVENCE ,2% L âge moyen du réseau HTA La moyenne d âge globale du réseau HTA du SMED13 était de 23,7 ans en La décomposition de l âge moyen selon le type de réseau HTA est la suivante : HTA souterrain HTA aérien HTA torsadé HTA Total Type de réseau HTA Age Moyen en année 16,6 ans 36,8 ans 23,8 ans 23,7 ans On constate une différence d âge moyen importante entre les ouvrages, puisque les ouvrages les plus anciens sont les réseaux HTA aériens nus (36 ans) et les réseaux HTA souterrains sont les plus jeunes (17 ans). A noter que l âge moyen global est le même que celui de l exercice précédent. Les efforts de renouvellement du concessionnaire ont compensé le vieillissement des réseaux. Age moyen du réseau HTA 18

20 Répartition du linéaire HTA par année de mise en service et par typologie (31/12/2012) Réseaux de plus de 40 ans ç Ce graphique conduit aux remarques suivantes : Le réseau HTA souterrain est majoritairement posé depuis l année 1987 ; La construction des réseaux s est ralentie entre 1992 et 2004, puis est repartie en croissance jusqu en Depuis 2009, la construction des réseaux s est ralentie avec une diminution très significative en La part du réseau de plus de 40 ans représente km, soit 18,10% des réseaux HTA (17% en 2011). Age moyen des réseaux HTA par commune Plus de 40 ans d âge moyen Entre 30 et 40 ans d âge moyen Entre 20 et 30 ans d âge moyen Moins de 20 ans d âge moyen Commune hors concession La carte ci-dessus indique que pour la majorité des communes de la concession, les réseaux HTA ont moins de 30 ans. Toutefois, pour la commune de Saint-Estève- Janson, l âge moyen des réseaux HTA est de 47,35 ans. Pour 10 autres communes, l âge moyen des ouvrages est compris entre 30 et 40 ans. 19

21 Part des réseaux HTA de plus de 40 ans par commune à fin 2012 Plus de 50% Entre 25% et 50% Entre 10% et 25% Moins de 10% Commune hors concession La carte ci-dessus montre que, pour 38 communes, la part du réseau HTA âgé de plus de 40 ans est inférieure à 10% du linéaire HTA total, avec un minimum de 0,01% sur la commune de Gignac-la-Nerthe (3 m seulement). Pour 52 communes de la concession, cette proportion est comprise entre 10 et 25% et pour 27 communes, elle est comprise entre 25 et 50%. Enfin, pour la commune de Saint-Estève-Janson, la part de réseaux HTA de plus de 40 ans par rapport au linéaire total est de 81,3%. Conclusion Au niveau de l ensemble de la concession, l analyse de la constitution du réseau HTA a révélé les points positifs tels que : Le taux d enfouissement très au-dessus de la moyenne nationale (36,3 %) ; La proportion de réseaux HTA de faible section est très faible ; Les renouvellements de réseaux compensent le vieillissement de l infrastructure HTA de distribution. Toutefois, au niveau local, des points de vulnérabilité du réseau HTA suivants ont été constatés sur la concession : Des zones présentant un taux de réseau aérien nu élevé ; La commune des Baux-de-Provence ayant un taux d enfouissement élevé (92,8%) possède une proportion non négligeable de câbles à isolation papier (24,9%) ; Les réseaux HTA de la commune de Saint-Estève-Janson ont plus de 40 ans à hauteur de 81,3%. 20

22 Le réseau basse tension BT Le réseau BT (400 Volts) relie, à partir des postes HTA/BT, le réseau HTA aux branchements qui alimentent les clients BT. Constitution du réseau BT Au 31 décembre 2012, le réseau BT de la concession est long de km, en augmentation de 0,87% par rapport à l exercice précédent. Il se caractérise de la manière suivante : Longueurs Taux Evolution 2011/2012 km % km % Réseau aérien 6 768,5 53,8-27,5-0,4 Aérien nu 419,8 3,3-11,2-2,6 Dont faible section 153,8 1,2-4,9-3,1 Torsadé 6 348,7 50,5-16,3-0,3 Réseau souterrain 5 798,3 46,2 +134,6 +2,4 Longueur totale , ,1 +0,9 Au total, 53,8% de réseaux BT sont en aérien sur la concession (50,5% en torsadé et 3,3% en aérien nu) tandis que 46,2% sont en souterrain. Le taux d enfouissement se situe dans la fourchette haute des valeurs constatées sur le territoire national mais le réseau BT enfoui sur la concession représente encore moins de la moitié du réseau BT total. Il convient de noter la diminution du linéaire de faible section BT de 4,9 km, soit -3,1% par rapport à Cette évolution semble provenir de correction d inventaire. Evolution du linéaire BT Au vu des éléments sur ce graphique, on peut constater que : La part de réseau aérien torsadé (50,5% fin 2012) diminue légèrement de 1,6 point entre l exercice 2009 et l exercice 2012, au profit du réseau souterrain qui atteint 46,2% à fin 2012 ; Le taux de réseau aérien nu, environ 3%, est relativement bas en comparaison d autres concessions. Longueur Aérien Souterrain totale Longueur Longueur (en km) % (en km) (en km) % Total concession , ,2 Total concession , ,5 Total concession , ,7 Total concession , ,2 Total concession , ,3 Total concession , ,7 Total concession , ,2 Total concession , ,7 Total concession , ,4 Total concession , ,2 21

23 Le réseau BT souterrain En 2012, le taux de réseau BT souterrain sur la concession est de 46,2% Supérieur à 60% Entre 40% et 60% Entre 20% et 40% Inférieur à 20% Commune hors concession Commune Longueur totale de réseau BT (en m) Longueur de réseau BT souterrain (en m) Taux de réseau BT souterrain (en %) FUVEAU ,39 JOUQUES ,42 LA BOUILLADISSE ,34 GRANS ,74 CUGES-LES-PINS ,53 ROQUEVAIRE ,62 ROGNES ,15 SAINT-PIERRE-DE-MEZOARGUES ,87 8 communes présentent un taux d enfouissement BT inférieur à 25% avec un minimum à 14,9% sur la commune de Saint-Pierre-de-Mézoargues. Les communes de la concession ont en majorité un taux d enfouissement compris entre 25 et 50%. De plus, 6 communes ont un taux d enfouissement supérieur à 75%, avec un maximum atteint sur la commune des Saintes-Maries-de-la-Mer (88,9%). 22

24 Le réseau BT torsadé Fin 2012, le taux de réseau BT aérien torsadé sur la concession est de 50,5%. Commune ayant le plus faible taux de réseau BT aérien torsadé : SAINTES-MARIES-DE-LA-MER (9,21%). Commune ayant le plus fort taux de réseau BT aérien torsadé : ROGNES (79,76%). Supérieur à 75% Entre 50% et 75% Entre 25% et 50% Inférieur à 25% Commune hors concession Le réseau BT aérien nu Fin 2012, le taux de réseau BT aérien nu sur la concession est de 3,3%. Commune ayant le plus fort taux de réseau BT aérien nu : LE PUY-SAINTE-REPARADE (13,41%) Plus de 10% Entre 5 et 10% Entre 1 et 5% Moins de 1% Pas de réseau BT aérien nu Commune hors concession 23

25 Les fils nus BT sont peu présents sur le territoire de la concession au global. On peut remarquer toutefois que certaines communes présentent un taux d aérien nu BT supérieur à 10% : Communes avec un taux de réseau BT aérien nu de plus de 10% Communes Longueur BT totale (en km) Longueur BT aérien nu (km) Taux réseau aérien nu BT LE PUY-SAINTE-REPARADE 91,3 12,2 13,4% SAINT-CHAMAS 88,0 9,7 11,0% PORT-SAINT-LOUIS-DU-RHONE 70,0 7,6 10,8% LAMANON 30,5 3,1 10,4% Le réseau BT aérien nu de faible section Le linéaire de faible section est long de m. Il représente 36,63% des réseaux BT en fils nus et 1,2% de l ensemble des réseaux BT. Il est à noter que ce linéaire a diminué (4 910 m au global), par rapport à l exercice précédent. Evolution du réseau aérien nu de faible section NB : Le linéaire du réseau BT de faible section à diminué en Ce n était pas le cas en 2010 et 2011 du fait de correction d inventaire. Taux de faible section BT par rapport au réseau en fils nus par commune 100% de faible section Entre 75 et 100% Entre 50 et 75% Entre 25 et 50% Moins de 25% Pas de faible section BT Commune hors concession 5 communes de la concession n ont pas de linéaire de réseau BT en faible section sur leur territoire (Carry-le-Rouet, La Destrousse, Saint-Antonin-sur-Bayon, Saint-Estève-Janson, Saint-Paul-lez-Durance). 24

26 Pour 18 communes, la part des faibles sections est inférieure à 25% du réseau aérien nu. En revanche, pour 15 communes, la proportion est supérieure à 75% voire égale à 100% comme indiqué dans le tableau infra. Ces taux sont à relativiser puisque les linéaires sont faibles. Nom de commune Longueur BT aérien nu (km) Longueur de faible section (en km) Proportion de faible section CASSIS 0,27 0,27 100,0% CHATEAUNEUF-LE-ROUGE 0,22 0,22 100,0% GREASQUE 0,71 0,07 100,0% SAINT-MARC-JAUMEGARDE 0,04 0,04 100,0% VERQUIERES 0,16 0,15 93,1% AUREILLE 1,05 0,93 88,2% ROQUEFORT-LA-BEDOULE 0,78 0,68 87,0% SIMIANE-COLLONGUE 0,55 0,47 85,5% LA PENNE-SUR-HUVEAUNE 0,80 0,67 84,7% SAINT-SAVOURNIN 0,11 0,10 84,2% GRANS 1,11 0,94 84,0% PEYNIER 0,65 0,54 83,8% CUGES-LES-PINS 0,18 0,15 80,8% MAS-BLANC-LES-ALPILLES 0,68 0,53 77,7% LES BAUX-DE-PROVENCE 0,86 0,66 76,9% Carte des linéaires par communes du réseau aérien nu BT en faible section Supérieur 8 km 6 km - 8 km 4 km - 6 km 2 km - 4 km 0 km - 2 km Commune hors concession 25

27 L âge moyen du réseau BT Les années de construction attribuées par le concessionnaire à chaque tronçon de réseau BT sont, à la différence des réseaux HTA, globalement peu fiables et non exhaustives. Ceci est dû au fait que, lors du travail de réconciliation des inventaires mené par le concessionnaire, la fiabilisation de la méthode de gestion des ouvrages d ERDF (GDO) pour la BT a été beaucoup moins poussée que celle de la GDO-HTA. Il est donc important de lire et d analyser cette partie en gardant cet élément à l esprit. BT souterrain BT aérien BT torsadé BT Total Age moyen des réseaux BT 21,2 ans 36,3 ans 27,3 ans 24,8 ans Le réseau BT de la concession a un âge moyen théorique de 24,8 ans, en augmentation de 0,6 par rapport l exercice Age moyen du réseau BT 26

28 Répartition du linéaire BT par année de mise en service et par typologie au 31/12/12 Réseaux de plus de 40 ans ç Le graphique ci-avant appelle les remarques suivantes : Les réseaux BT ont été principalement datés par défaut en 1946 (3% du linéaire total) pour ce qui ont été construits avant cette année (année de création d EDF) et on constate une forte mise en service au début des années 1990 ; La part de réseau souterrain dans les réseaux construits a augmenté progressivement depuis 1970 ; Le rythme de construction a fortement décru entre 1991 et 2001, il s est stabilisé voire à augmenter entre 2002 et 2006 avant de décroître à nouveau à partir de Age moyen du réseau BT par commune Plus de 40 ans d âge moyen Entre 30 et 40 ans d âge moyen Entre 20 et 30 ans d âge moyen Moins de 20 ans d âge moyen Commune hors concession 4 communes se démarquent par leur âge moyen important : Salon-de-Provence (41,9 ans), Saint-Antonin-sur-Bayon (33,8 ans), Simiane-Collongue (32,7 ans) et Berre l Etang (30,42). 27

29 La répartition du réseau BT par tranche d âge Tranche d âges Longueur (en km) Longueur (en %) Inférieur à 10 ans 2 121,4 16,9 Entre 10 et 20 ans 2 927,1 23,3 Entre 20 et 30 ans 3 701,3 29,5 Entre 30 et 40 ans 1 768,5 14,0 Supérieur à 40 ans 2 048,5 16,3 La carte suivante met en évidence une plus forte concentration du réseau de plus de 40 ans dans le Sud et l Ouest du département. Taux du réseau BT de plus de 40 ans par commune en 2012 Plus de 50% De 25% à 50% De 10% à 25% Moins de 10% Pas de réseau de plus de 40 ans Commune hors concession Le réseau BT de plus de 40 ans représente 17,60% du linéaire BT de la concession et 7 communes sont desservies par un réseau BT comptant plus de 30% de linéaire de plus de 40 ans : Communes Longueur BT de plus de 40 ans (en m) Taux de BT de plus de 40 ans (en %) SALON-DE-PROVENCE ,2% GREASQUE ,8% SEPTEMES-LES-VALLONS ,6% SENAS ,5% PORT-SAINT-LOUIS-DU-RHONE ,4% BERRE-L'ETANG ,2% PORT-DE-BOUC ,6% Ces 7 communes représentent 8,79% des usagers de la concession. 28

30 Conclusion Au niveau de l ensemble de la concession, l analyse de la constitution du réseau BT a révélé les points positifs tels que : La part de réseau enfoui très au-dessus de la moyenne nationale ; La part faible des réseaux aériens nus sur l ensemble de la concession. Toutefois, au niveau local, les points de vulnérabilité du réseau BT suivants ont été constatés sur le territoire de la concession : 2 communes (Rognes et Saint-Pierre-de-Mézoargues) ont un taux d enfouissement des réseaux inférieur à 20%, alors que la moyenne de la concession est de plus de 46%. Plus du tiers des réseaux aériens nus sont de faible section ; 1 commune (Puy-Sainte-Réparade) est toujours alimentée par plus de 13% de réseau aérien nu, 7 communes présentent des réseaux BT assez âgés (plus de 30% de réseau BT de plus de 40 ans). 29

31 Les postes de transformation HTA/BT Les postes de transformation permettent d assurer le lien entre le réseau moyenne tension HTA et basse tension en abaissant la tension du courant transporté sur le réseau HTA ( volts), à la valeur contractuelle livrée aux usagers, 380 volts en triphasé (230 volts en monophasé). Parc de postes de transformation En 2012, on compte postes de transformation sur le territoire de la concession. Ce qui représente un accroissement de 1,29% par rapport à 2011, soit 133 unités. Nombre de postes sur la concession Types de poste HTA/BT Ecart absolu Ecart relatif (en %) ,3% Postes sur poteau 21,4% Postes enterrés 0,3% Type non renseigné 0,5% Postes préfabriqués 45,9% Les cabines hautes (postes HTA/BT en forme de tour) sont en cours de suppression. Au nombre de 302 à fin 2012, elles représentent 9,3% des postes maçonnés et sont en diminution de 3,31% par rapport à l exercice 2011, soit 10 unités en moins. L ensemble des postes de transformation représente une puissance de MVA. Pour l année 2012, on note : une progression constante du nombre de transformateurs installés, une diminution du nombre de postes H61 (hauts de poteaux) remplacés lors des travaux souterrains par des postes de nouvelle génération types PSSA, PSSB, postes socles, des postes maçonnés de type cabine haute (302 postes) supprimés régulièrement chaque années (une dizaine de postes en moyenne par an). Age physique moyen des postes de transformation Postes maçonnés 31,9% Répartition détaillée par type de poste Année Nombre Répartition (en %) ,6% ,2% ,6% ,7% ,9% ,9% ,3% ,9% TOTAL % Le parc des postes de transformation est constitué à hauteur de 39,1% d ouvrages âgés de plus de 30 ans. Les postes de la concession sont principalement de type préfabriqué à hauteur de 45,9%. Viennent ensuite les postes maçonnés (31,9%), les postes sur poteau (21,4%) et les postes enterrés (0,3%). Il convient de préciser que le délégataire n a pas été en mesure de préciser la typologie de 49 postes, soit un taux d incertitude de 0,5%. 30

32 Localisation géographique des postes les plus anciens La carte ci-après illustre la situation géographique d implantation des postes les plus anciens datant de plus de 60 ans (1946 à 1952) - prise en compte du génie civil des postes (bâti) et non de l appareillage des postes (transformateur et annexes). Supérieur à 3 postes 3 postes 2 postes 1 poste Pas de poste datant de plus de 60 ans Commune hors concession NB : les données fournies par ERDF concernant l âge du réseau BT sont incomplètes, car les réseaux antérieurs à la loi de nationalisation sont tous datés de Nombre de postes de cabine haute ou postes tour par commune La carte ci-après illustre la situation géographique d implantation des postes cabine haute (poste tour) par commune Supérieur à 15 postes De 11 à 15 postes De 6 à 10 postes De 2 à 5 postes 1 poste Pas de poste Commune hors concession 31

33 Rapport de contrôle L exploitation du patrimoine de la Concession La qualité de fourniture LA MAîTRISE D OUVRAGE DES TRAVAUX La gestion de la clientèle le service aux usagers 32

34 La qualité de fourniture L analyse de la qualité de fourniture peut être appréhendée au travers de la continuité de fourniture et au travers de la tenue de la tension. Analyse de la continuité de fourniture L examen de la continuité de fourniture s appuie sur les règles de qualité fixées dans le cahier des charges de concession, ainsi que sur des objectifs standards établis par le concessionnaire. La continuité d alimentation est caractérisée par : Le nombre d interruptions longues (supérieure à 3 minutes) ; Le nombre de coupures brèves (entre 1 seconde et 3 minutes) ; Le nombre de coupures très brèves (inférieure à 1 seconde). Pour les coupures inférieures à une seconde, bien que les notions de coupure très brève ou de microcoupure soient parfois utilisées, on parle généralement de creux de tension (et cela relève alors plus de la qualité de l onde de tension que de la continuité d alimentation). (Source CRE). Le niveau global de continuité est non respecté si le pourcentage de clients mal alimentés dépasse 5%. Continuité de fourniture sur le réseau hta En 2012, les communes de la concession sont alimentées par 518 départs HTA d une longueur totale d environ km, soit une longueur moyenne de 14 km par départ. Les longueurs importantes des départs sont pénalisantes en terme de fiabilité dans la mesure où elles augmentent la probabilité de défaillance. Les réseaux aériens nus sont, par nature, moins fiables et notamment sujets à des défauts fugitifs qui induisent des coupures brèves et très brèves. Les conducteurs de faibles sections sont mécaniquement fragiles et électriquement d une capacité de transit limitée. Outre ces trois facteurs, il faut également prendre en compte l environnement de ces départs (zone boisée, zone de vent, zone de neige ) qui peut fortement influencer leur continuité de fourniture. Principaux indicateurs du réseau HTA à fin 2012 Nombre de postes sources alimentant la concession 50 Nombre de départs HTA alimentant la concession 518 Dont aériens 1 Dont souterrains 238 Dont mixtes 279 Nombre de départs HTA de longueur comprise entre 70 et 100 km 3 Nombre de départs HTA de longueur supérieure à 100 km 0 Longueur du départ HTA le plus long (en m) Longueur moyenne des départs HTA sur la concession (en m) Ces indicateurs conduisent aux observations suivantes : La longueur moyenne des départs HTA sur la concession s élevant à 15,28 km est correcte par rapport à la moyenne observée dans d autres concessions (environs 30 km) ; Seulement 3 départs HTA ont une longueur totale qui excède 70 km (départ ROGNES (77,6 km) issu du poste source GONTARD, départ SAMBUC (74,5 km) issu du poste source SALIN DE GIRAUD, départ EYGUIERE (72,6 km) issu du poste source MAS DE GOUIN) et aucun de plus de 100 km. En termes d interruptions de fourniture, le réseau HTA a été le siège en 2012 de : 689 incidents ; 237 coupures pour travaux. 33

35 Analyse des départs HTA les plus impactés Nom du poste source Nom du départ HTA Nombre de coupures longues dont nombre de coupures de + de 3h Longueur totale en mètre y compris hors concession Taux de réseau aérien Taux de réseau souterrain Nombre total de clients coupés L'ENSOLEILLE 3.PIGE ,07% 48,93% ROURE ALBARO ,80% 73,20% FAVARY BARBEN ,04% 36,96% DARSE BETONN ,63% 17,37% 179 LES OLIVETTES BOULBO ,06% 42,94% MAS DE GOUIN CABRAU ,21% 21,79% EGUILLES CHATAU ,28% 53,72% LAMBESC FANNY ,02% 35,98% SAINT REMY DE PROVENCE GALINE ,31% 34,69% MAS DE GOUIN MOURIE ,56% 63,44% SALON-CROIX BLANCHE PAVILL ,00% 100,00% MALLEMORT PLAN ,55% 31,45% SALIN DE GIRAUD PORCEL ,18% 15,82% SALON - CROIX BLANCHE RURAL ,48% 39,52% LAMBESC SALON ,01% 22,99% 580 SALIN DE GIRAUD SAMBUC ,90% 48,10% CHATEAURENARD VERQUI ,23% 43,77% ATHELIA VIGUER ,81% 84,19% COURTINE ZICOUR Les données transmises par le concessionnaire et qui concernent les postes sources et les départs HTA alimentant la concession et leur linéaire, sont quelques fois incomplètes, empêchant certains recoupements. Il est demandé au concessionnaire d être vigilant sur ce point et de renseigner la totalité des champs. 18 départs HTA ont particulièrement été impactés en 2012, ils dépassent largement les seuils de qualité du nombre de coupures longues. 185 départs HTA ont été impactés de plus de 3 heures de coupures longues (CL). Répartition temporelle des incidents HTA En 2012, le réseau moyenne tension alimentant le territoire de la concession a été le siège de 689 incidents longs répertoriés dans les bases statistiques du concessionnaire. La distribution HTA a été perturbée sur 301 journées. On notera 5 journées comptant plus de 10 incidents : Le 3 février 2012 ; 12 coupures longues sont enregistrées. L origine de ces coupures est essentiellement liée à des efforts anormaux par tempête de vent ou de pluie avec des chutes d arbres et de branches par vent et des défaillances de matériels et de protection pour une durée moyenne de 6h04 ; Le 7 février 2012 ; 12 coupures longues sont enregistrées, avec pour origine la défaillance de matériel et de protection, la chute de branches par vent et l effort anormal par tempête de vent ou de pluie, mais aussi l installation de clients HTA pour une durée moyenne de coupure de 3h35 ; Le 14 octobre 2012 ; 11 coupures longues dues à des coups de foudre, des efforts anormaux par tempête de vent ou de pluie et des défaillances de matériel avec un temps moyen de coupure de 7h50 ; Le 26 octobre 2012 ; 12 coupures longues sont enregistrées liées essentiellement à des défaillances de matériel, l installation de clients HTA, mise en sécurité, équipe TST indisponible et condensation, inondation, avec un temps moyen de coupure de 4h01 ; Le 28 octobre 2012 ; 39 coupures dues principalement à des efforts anormaux par tempête de vent ou de pluie, des chutes d arbres et de branches par vent et des défaillances de matériels pour une durée moyenne de coupure de 8h08. 34

36 Analyse de la durée des incidents En 2012, la durée moyenne d un incident est de 3h43 min. Elle correspond à la moyenne des temps écoulés pour chaque incident entre son début et la ré-alimentation du dernier usager ayant été coupé. Cependant, la dispersion des durées totales des incidents par rapport à la moyenne observée en 2012 (3h43 min) est relativement importante. Elle s étend de 3 minutes à plus de 38 heures et s explique par le lieu, la cause et la nature des incidents. Le plus souvent la durée totale des incidents ne concerne pas la totalité des usagers raccordés au départ HTA impacté par une coupure. En effet, les organes de sectionnement des départs, les points de bouclage sur des départs contigus, les matériels mobiles de réalimentation permettent de limiter le nombre d usagers durablement affectés par chaque incident. Les histogrammes ci-dessous illustrent le nombre d usagers coupés et la répartition des durées totales des incidents. Nombre d usagers coupés par nombre d incidents HTA Lecture de l histogramme : usagers ont été coupés 1 fois dans l année. Nombre de coupures HTA par nombre d incidents Lecture de l histogramme : En 2012, 76 jours ont été impactés par 1 incident HTA dans la journée. 39,46% des incidents survenus durant l année 2012 ont duré plus de 3 heures. Ce pourcentage a augmenté par rapport à 2011 (34,90 % des incidents avaient duré plus de 3 heures) et 8 incidents ont duré plus d une journée (5 incidents en 2011). Répartition des incidents HTA par plage de durée 35

37 Analyse des incidents HTA en fonction des causes Cause Nombre d incidents Part dans le total des incidents Fausse manœuvre 5 0,73% Défaillance matérielle ,99% Défaillance de protection 35 5,08% Autres ,91% Défaut de conception/de montage/tirage 4 0,58% Grève 1 0,15% Corps étrangers 6 0,87% Tiers (1) 85 12,34% Dont autres travaux de tiers en cours 78 11,32% Dont véhicule 7 1,02% Végétaux (2) 58 8,42% Dont élagage insuffisant 18 2,61% Dont projection de branches par vent 40 5,81% Installation de clients HTA 21 3,05% Incendie 5 0,73% Dont incendie d origine externe 1 0,15% Animaux et oiseaux 16 2,32% Effort anormal 73 10,60% Par tempête de neige ou givre 2 0,29% Par tempête de vent ou de pluie 71 10,30% Intempéries (coup de foudre) 24 3,48% Usure naturelle 10 1,45% Départ en RSE (avec cause non identifiée) 6 0,87% Mise en sécurité 7 1,02% Condensation/inondation 2 0,29% Cause inconnue 50 7,26% Par circonstances atmosphériques normales 35 5,08% Par grand vent 11 1,60% Par orage 1 0,15% Par neige ou givre 3 0,44% Non renseigné 2 0,29% Cause non renseignée (réseau souterrain seulement) 1 0,15% Autres causes 3 0,44% TOTAL % (1) sont regroupés sous ce terme les incidents collectés sous les rubriques suivantes : travaux de tiers anciens, travaux de tiers (arrachages, ), malveillance ou chasse, véhicule et élagage ou abattage. (2) sont regroupés sous ce terme les incidents collectés sous les rubriques suivantes : chute d arbre par vent, chute de branche par vent et élagage insuffisant. Nombre d incidents HTA selon leur cause Installation de clients HTA 3,0% Intempéries (coup de foudre) Causes inconnues 3,5% par circonstances atmosphériques normales 5,1% Végétaux 8,4% 36 Divers (fausse manœuvre, défaut de conception, montage, grève ) 9,0% Effort anormal 10,6% Causes inconnues ou non renseignée (réseau souterrain seulement) 2,3% Tiers 12,3% Les principales causes de coupure : Incendie 0,7% Défaillance matérielle 45,0% Les défaillances de matériels (44,99 %) : les coupures liées aux défaillances de matériels sont toujours aussi importantes en 2012 (pratiquement la moitié des coupures HTA sur le territoire de la concession). Les Tiers (12,34%) : ce type d incidents est essentiellement causé par des travaux de tiers aux abords du réseau souterrain. Effort anormal (10,60%) : ce type d interruptions de fourniture survient principalement sur les réseaux aériens. La part des incidents pour effort anormal a doublé en 2012 avec pour cause principale un vent violent. Les végétaux (8,42%) : la part des incidents ayant pour causes les végétaux a légèrement augmenté en 2012 pour retrouver un niveau de 2005 (7%). Les intempéries (3,48%) : ce type d interruptions de fourniture survient principalement sur les réseaux aériens. Les intempéries ne représentent plus que 24 coupures en 2012 contre 54 en Usure naturelle (1,45%) : Ce nouvel élément est à étudier dans les prochaines années Les incidents ayant une cause inconnue ou non renseignée (0,87%) autre que les causes inconnues par mauvaises conditions climatiques : la part des incidents ayant une cause inconnue ou non recherchée a diminué significativement par rapport à 2011 (4,4%),

38 Analyse des incidents HTA en fonction des sièges Siège Nombre d incidents Part dans le total des incidents Pas de dégât éliminé ,14% Avec manœuvre d OMT 13 1,89% Avec manœuvre manuelle ,26% Poste Source 9 1,31% Autres installations HTA ou BT 8 1,16% Transformateur de puissance 1 0,15% Postes HTA / BT ,80% Partie BT 22 3,19% Partie HTA 39 5,66% Transformateurs 41 5,95% Ligne aérienne ,98% Dont attache 15 2,18% Dont contact conducteur 47 6,82% Dont conducteurs nus rompus en pleine portée 22 3,19% Dont conducteurs nus rompus sous attache 26 3,77% Dont raccord, pont, bretelles 36 5,22% Dont support 28 4,06% Dont conducteurs nus rompus, hors faibles sections 5 0,73% Canalisation souterraine HTA ou BT ,45% Dont câble 64 9,29% Dont boîte extrémité 7 1,02% Dont boîte de jonction ,14% Liaison aéro-souterraine 24 3,48% Boîte 9 1,31% Câble 15 2,18% Incident HTA avec siège sur le réseau BT 4 0,58% Pas de siège 3 0,44% Armoire de coupure 1 0,15% Réseau de transport 2 0,29% Inconnu 2 0,29% Interrupteur manuel : IACM 9 1,31% Isolateur 10 1,45% Parafoudre ou éclateurs 13 1,89% Autre siège(1) 10 1,45% TOTAL % (1) sont regroupés sous ce terme les incidents collectés sous les rubriques suivantes : accessoire de déviation HTA ou BT, armement, ligne à conducteurs isolés ; plein câble papier et plein câble synthétique. Les incidents sur le réseau souterrain continuent d être importants. Ces incidents liés à des défaillances de matériel peuvent s expliquer par la présence de boîtes de jonction, entre câble synthétique et papier, relativement fragiles, posées entre 1998 et 2003 sur le territoire de la concession. Deux actions sont menées par le concessionnaire ERDF ; une action curative de remplacement après incidents, mais aussi une action préventive de remplacement de boîtes susceptibles de provoquer un incident. Cette dernière opération fait intervenir différents moyens techniques de détection de ce type de matériel (cartographie, logiciel, ). 37

39 Les facteurs de risques climatiques le Plan aléas climatiques (PAC) Validé par les pouvoirs publics en 2006, le PAC prévoit d investir 2,3 milliards d euros sur 10 ans pour réduire la vulnérabilité du réseau aux phénomènes climatiques extrêmes. Cela passe notamment par : la restructuration de certaines lignes HTA en zones rurales ; l enfouissement des lignes fragiles ou situées en zones boisées ; le renouvellement des câbles urbains susceptibles de défaillances lors de chaleurs estivales ; la sécurisation de l alimentation électrique des sites pouvant servir de refuges aux populations en cas de graves perturbations météorologiques ; la limitation des conséquences des inondations. L objectif final du PAC est d assurer la réalimentation de 90% des clients en moins de 5 jours, en cas de tempête comparable à celles de 1999 et Lignes HTA vulnérables aux aléas climatiques année 2010 Réseau HTA en zone de vent Réseau HTA en zone boisée (Source ERDF) ERDF) L identification des lignes HTA vulnérables montre que sur la concession SMED13 : les réseaux HTA en zone vent sont situés sur le littoral près de La Ciotat ; les réseaux HTA en zone boisée sont répartis sur l ensemble du territoire avec une concentration un peu plus élevée sur le centre Ouest du département. L évaluation du risque zone boisée est liée aux chutes de branches et d arbres et est obtenue en localisant précisément l emplacement des arbres et en croisant ces données avec celles de la position des réseaux HTA. Dans le Plan aléas climatique, les vitesses de vent sont classées selon trois niveaux de risque : inférieur à 140 km ; compris entre 140 et 170 km/h ; supérieur à 170 km/h. Les conducteurs de faible section présentent un risque de rupture plus important face à des vents inférieurs à 140 km/h. Ils représentent, sur la concession SMED13, 12,4 km sur 2 661,6 km de réseau aérien. En revanche, les autres types de conducteurs offrent une bonne résistance jusqu à 140 km/h. 38

40 Continuité de fourniture sur le réseau BT A fin 2012, le nombre de départ BT sur le territoire de la concession est de soit une longueur totale de ,8 kms. Analyse de la fréquence des incidents BT En 2012, il a été constaté : 795 coupures pour incidents ; 547 coupures pour travaux. La part des incidents BT pour 100 km de réseau et par commune est illustrée ci-après : Répartition des parts incidents BT par km et par commune Supérieur à 15% Entre 10% et 15% Entre 5% et 10% Inférieur à 5% Égal à 0% Commune hors concession ll existe de grandes disparités du nombre de coupures BT selon les communes. 795 incidents du réseau basse tension ont affecté la distribution d énergie de 99 communes, soit 83,9 % des communes. les usagers de 19 communes (soit 16,1% des communes de la concession) n ont subi aucune coupure due au réseau BT. Ainsi, 2 communes ont une part d incident BT pour 100 km supérieure à 15% par an : Nom de la Commune Nombre d incidents Longueur réseau (en km) Part des incidents (en %) LA DESTROUSSE 6 34,3 17,48 CARRY-LE-ROUET 11 63,3 17,37 39

41 Analyse de la fréquence des coupures par usagers (toutes causes confondues) Evolution des fréquences de coupures de 2003 à 2012 On note une très nette amélioration de la continuité de fourniture sur le territoire de la concession par rapport à 2003 ou Analyse temporelle des incidents BT En 2012, le réseau BT alimentant le territoire de la concession a été le siège de 795 incidents longs répertoriés dans la base statistique du concessionnaire. Durant l année 2012, la distribution BT a été perturbée sur 268 journées. La dispersion des durées totales d incident par rapport à la moyenne est néanmoins forte. En effet, la fourchette de variation s étale de quelques minutes à plus de 63 heures comme le montre l histogramme ci-après. La part des incidents ayant duré plus de 3 heures est très élevée (42,9%) des incidents. Parmi eux, on dénombre 10 incidents de plus de 15h. Répartition des incidents BT par plage de durée Nombre d incidents BT par mois On notera également 2 journées comptant plus de 20 incidents : Le 4 février : 24 coupures longues ont été enregistrées, dont 18, essentiellement dues à des dépassements de capacité électrique pour une durée moyenne de 3h41 ; Le 5 février : 24 incidents ont été relevés, dont 20 aussi dues à des dépassements de capacité électrique pour une durée moyenne de 5h37. La durée moyenne d un incident sur le territoire de la concession en 2012 est de 5h04 minutes. Le plus petit incident à une durée de 7 minutes (commune de Martigues, le 10 novembre 2012) et le plus grand une durée de 63h22 (commune de Bouc bel air, le 10 novembre 2012). Nombre d incidents BT selon leur cause Tiers 11,1% Causes inconnues par circonstance atmosphérique normale 11,3% Autres 3,0% Végétaux 9,1% Effort anormal 2,5% Défaillance de matériel 17,1% Incendie 1,3% Dépassement de capacités électriques 27,4% Causes inconnues, non renseignées et non recherchées (réseau souterrain seulement) 17,2% 40

42 Analyse des incidents BT en fonction des causes Cause Nombre d incidents Part dans le total des incidents (en %) Défaillance de matériel ,11% Dont défaut de conception 8 1,01% Dont défaut de tirage, montage 4 0,50% Dont défaillance protection 6 0,75% Dont autre défaillance ,84% Dont conducteur déréglé 8 1,01% Dépassement de capacités électriques ,42% Corps étrangers 2 0,25% Tiers 88 11,07% Dont Véhicules 8 1,01% Dont malveillance ou chasse 22 2,77% Dont travaux de tiers ancien 2 0,25% Dont autres travaux de tiers arrachage 53 6,67% Dont travaux de tiers élagage ou abattage 3 0,38% Incendie 10 1,26% Dont origine externe 4 0,50% Animaux et oiseaux 2 0,25% Végétaux 72 9,06% Dont élagage insuffisant 63 7,92% Dont chute de branches par vent 5 0,63% Dont chute d arbre par vent 4 0,50% Effort anormal 20 2,52% Dont tempête de pluie ou de vent 11 1,38% Dont coup de foudre 9 1,13% Mise en sécurité 2 0,25% Cause inconnue ,99% Dont inconnue par grand vent 29 3,65% Dont inconnue par orage 20 2,52% Dont inconnue circonstance atmosphérique normale 90 11,32% Dont inconnue par neige ou givre 4 0,50% Fausse manœuvre 1 0,13% Condensation, inondation 1 0,13% Usure naturelle 16 2,01% Cause non recherchée (réseau souterrain seulement) 82 10,31% Non renseigné 2 0,25% Total % Les causes principales de coupures sont liées aux défaillances de matériels, aux dépassements de capacité électrique, aux végétaux, et aux causes non recherchées : Les dépassements de capacité (27,42%) : les dépassements de capacité ne concernent que 218 interruptions de fourniture ce qui au regard du nombre de départs basse tension (plus de ) est relativement faible. Les défaillances de matériels (17,11%) : comme sur le réseau HTA, la part des incidents causés par une défaillance de matériels est relativement importante. Les Tiers (11,07%) : ce type d incidents est essentiellement causé par des travaux de tiers aux abords du réseau souterrain. Les incidents ayant une cause inconnue ou non renseignée (10,56%) autre que les causes inconnues par mauvaises conditions climatiques : la part des incidents dont la cause est inconnue ou non recherchées est comme l année dernière trop importante. Il est demandé au concessionnaire de renseigner au mieux les causes des incidents BT. Les végétaux (9,06%) : la part d incidents liés aux défauts d élagage s élèvent à 87,50% des incidents ayant pour causes les végétaux. Non seulement l élagage des végétaux aux abords des lignes est primordial pour la continuité de fourniture, mais c est également un facteur majeur de la sécurité aux abords du réseau. L effort anormal (2,52%) : ce type d interruptions de fourniture survient principalement sur les réseaux aériens sensibles à ces aléas. Usure naturelle (2,01%) : Ce nouvel élément est à étudier dans les prochaines années. 41

43 On relèvera les évolutions suivantes : Les parts des incidents liées au dépassement de capacité électrique représentent plus de 27% des incidents (5,3% en 2008) ; Les incidents ayant pour origine des défaillances de matériel ont diminué par rapport à 2008 (21,3%) et 2011 (21,5%) ; Le nombre d incidents ayant pour origine une cause inconnue ou non recherchée (autre que les causes inconnues par mauvaises conditions climatiques) qui représentait 42% en 2008 a fortement diminué en 2012 (14,3% en 2011 et 10,6% en 2012). Le concessionnaire doit poursuivre en ce sens et rechercher au mieux les causes des incidents BT. Analyse des incidents BT en fonction des sièges Siège Nombre d incidents Part dans le total des incidents Pas de dégât : éliminé avec manœuvres ,26% Dont manuelles ,88% Incidents BT avec siège sur branchement BT 25 3,14% Ligne aérienne ,14% Dont support 2 0,25% Dont raccord, pont, bretelle 14 1,76% Dont contacts entres conducteurs 13 1,64% Dont conducteurs nus rompus en pleine portée 11 1,38% Dont conducteurs nus rompus hors et faible section 6 0,75% Dont conducteurs nus rompus sous attache 4 0,50% Dont ligne à conducteurs isolés ,72% Dont accessoire de ligne à conducteurs isolés 1 0,13% Canalisation souterraine BT seule ,23% Dont boîte de coupure 10 1,26% Dont coffret hors sol 28 3,52% Dont accessoire de jonction et de branchement 20 2,52% Dont autre accessoire 71 8,93% Canalisation souterraine HTA ou BT 79 9,94% Dont câble 47 5,91% Dont boîte d extrémité 1 0,13% Dont boîte de jonction 20 2,52% Dont boite et accessoire de dérivation 11 1,38% Poste HTA/BT ,25% Dont transformateur 17 2,14% Dont partie HTA 11 1,38% Dont partie BT ,72% Liaison aéro-souterraine 15 1,89% Dont câble 10 1,26% Dont extrémités 5 0,63% Plein câble synthétique 16 2,01% Pas de siège 24 3,02% Siège en attente d identification ou non identifié 5 0,63% Support bois 2 0,25% Inconnu 2 0,25% Total % Les incidents survenus sur le réseau BT ont majoritairement affecté les lignes aériennes (22,14%). 42

44 La durée moyenne de coupure : le critère B Ce critère permet de mettre en évidence la sensibilité des réseaux aux agressions extérieures ainsi que la réactivité du concessionnaire ERDF pour réparer les éventuels dégâts sur le réseau. Durée moyenne de coupure BT Hors incident exceptionnel (HIX) En minutes Durée moyenne de coupure par usager et par an ,1 73,5 86,6 76,2 Amont 2,4 47,6 1,7 25,5 11,5 Incident HTA 50, ,1 40,3 40,2 Travaux HTA 2,2 1, ,2 Incident BT 10,9 9,6, 9,3 5,2 11,1 Travaux BT 5,9 6,3 6,4 7,6 6,2 Durée moyenne de coupure BT par usager, Hors incident exceptionnel, en minutes En 2012, la durée moyenne de coupure subie par usager (hors incident exceptionnel-hix) est de 76,2 minutes, à la hausse par rapport à l année précédente. Les incidents HTA représentent près de la moitié des coupures. Mais contrairement aux années précédentes, une grande part des coupures concerne également les incidents en amont, essentiellement les incidents sur poste source (2,1 minutes de coupure sur l année par usagers). Durée moyenne de coupure BT Toutes causes confondues (TCC) Sur les 5 derniers exercices la part des incidents HTA dans le critère B est compris entre 46,5 % et 70,2% Durée moyenne de coupure par usager et par an (en min) ,1 73,5 86,6 76,2 Part des incidents (en %) 86,0 69,0 77,8 81,9 82,5 Dont part des incidents PS (en %) 0,7 2,8 1,1 29,3 2,7 Dont part des incidents HTA (en %) 70,3 60,3 64,1 46,5 65,2 Dont part des incidents BT (en %) 15,1 5,9 12,7 6,0 14,6 Part des travaux (en %) 11,3 4,8 21,0 18,0 17,5 La durée moyenne de coupure Toutes causes confondues (TCC), c est-à-dire en tenant compte des incidents exceptionnels, type neige ou vent, est de 76,2 minutes. L année 2012 a été assez calme en termes d intempéries. 43

45 Durée moyenne de coupure par client et par an HIX (Hors incident exceptionnel) et TCC (Toutes causes confondues) Les fréquences de coupures Le décret qualité du 24 décembre 2007 fixe les nombres maximaux de coupures longues et brèves dans l année ainsi que la durée cumulée maximale annuelle des coupures longues. Pour les zones, telles que le SMED13, interconnectées au réseau public de transport d électricité où le niveau des exigences de qualité n est pas différencié par zone géographique, les critères sont : Nombre de coupures longues (durée supérieure à 3 minutes) par année : 6. Nombre de coupures brèves (durée comprise entre 1 seconde et 3 minutes) par année : 35. Durée cumulée annuelle des coupures longues : 13 heures. Les coupures très brèves (durée inférieure à 1 seconde), quant à elles, ne font pas l objet d une règlementation. Moyennes annuelles des coupures pour l ensemble de la concession Fréquence par usager et par an Nombre de coupures longues 1,4 2,1 1,1 1,1 1,1 Nombre de coupures brèves 3,8 2,4 1,9 1,6 1,7 Nombre de coupures très brèves 5,0 3,2 2,0 2,9 2,0 De manière générale, on observe au global une baisse régulière des fréquences de coupures longues, brèves et très brèves. Moyennes annuelles des coupures pour l ensemble de la concession (HIX) par usager et par an 44

46 Durée moyenne de coupure en minute par commune Supérieure à 180 min min min 0-60 min Aucune coupures Commune hors concession Analyse des chutes de tension Les chutes de tension sur le réseau HTA En moyenne tension HTA, la tension maximale est de V ; la chute de tension maximale admise est de 7% (chute de tension à exclure). Les chutes de tension comprises entre 5 et 7% sont tolérées, mais néanmoins étudiées Nombre de départs HTA Nombre de départs en contrainte (entre 5 et 7%) 42 (9,1% des départs) 47 (9,7%) 32 (6,2%) 22 (4,2%) Supérieure à 7% 10 (2,2 %) 21 (4,3%) 12 (2,4%) 6 (1,2%) 6 départs HTA en contrainte présentent une chute de tension au-delà de 7%. 22 départs HTA en contrainte présentent une chute de tension comprise entre 5 et 7%. En 2011, le taux de départ HTA connaissant des chutes de tension (5,4%) a encore diminué par rapport à 2010 (14%). Le concessionnaire tient compte des recommandations du SMED13 depuis 2011, qui réclame la plus grande vigilance sur les départs HTA en contrainte supérieurs à 7%. En 2012, les départs HTA en contrainte supérieurs à 7% ont été divisés par deux. Chute de tension par départ HTA supérieure à 7% Nom du Poste Source Nom du départ HTA Desservant la concession Chute de tension maximum Longueur totale en mètre y compris hors concession Taux aérien Longueur souterrain Typologie (95% aérien (A), 95% souterrain (S), mixte (M)) Nombre de clients BT total du départ HTA Nombre de clients HTA total du départ HTA Nombre total de clients GONTA USINE 7,05% ,22% M ESCAR MAZAUG 7,53% ,94% M RASSU ISTRES 7,64% ,00% S M.GOU MOURIE 8,31% ,56% M GARDA POMME 8,99% ,93% M GONTA ROGNES 10,72% ,24% M La longueur moyenne d un départ sur la concession est de 15,02 km : 3 départs ont une longueur comprise entre 70 et 100 km ; 0 départ ont une longueur supérieure à 100 km. 45

47 Départ HTA dont la longueur totale est supérieure à 70 km Nom du Poste Source Nom du départ HTA Desservant la concession Chute de tension maximum Longueur totale en mètre y compris hors concession Taux aérien Longueur souterrain Typologie (95% aérien (A), 95% souterrain (S), mixte (M)) Nombre de clients BT total du départ HTA Nombre de clients HTA total du départ HTA Nombre total de clients GONTA ROGNES 10,72% ,24% M M.GOU EYGUIE 4,26% ,52% M S.GIR SAMBUC 4,16% ,90% M Les chutes de tension sur le réseau BT L origine de la chute de tension est due à un appel d intensité trop important par rapport à la longueur du réseau et à sa section. En deçà de 207 V et au-delà de 253 V en basse tension pour les branchements monophasés, l usager est considéré comme étant mal alimenté. La qualité de fourniture est donc caractérisée par le nombre d usagers mal alimentés, c està-dire en dehors de la plage de tension définie par le décret de décembre 2007 [+10% ; -10%]. Au sens du décret, le taux de clients mal alimenté à respecter est fixé à 3%. En 2010, ERDF a pris en compte les évolutions suivantes : Mise à jour des profils de puissance en basse tension ; Actualisation des historiques de températures froides de référence avec la prise en compte de chroniques statistiques longues plus récentes (1960/1990 ==> 1979/2009) ; Ajustement, dans le modèle de calcul, des paramètres de réglage de la tension sur le réseau avec la prise en compte des nouvelles valeurs autorisées par le décret du 24/12/2007 (+/- 10% au lieu de +6%/-10%). En 2010, ce critère est en forte baisse par rapport à Cette diminution est en grande partie liée au nouveau plan de tension et aux nouvelles hypothèses utilisées par ERDF dans le calcul des chutes de tension. Ainsi, le suivi de ce critère est rendu plus difficile. En effet, toutes zones confondues (urbaine comme rurale), usagers sont considérés comme mal alimentés en 2010 contre en 2009, ce qui représente une baisse de près de la moitié des usagers dits mal alimentés. En 2012, le nombre de départ BT sur le territoire de la concession est de départs BT présentent des chutes de tension, soit 3,8% du total des départs. Au sens du décret qualité du 24 décembre 2007, le taux de clients mal alimentés (CMA) à respecter est fixé à la maille du département à 3%. Sur le département des Bouchesdu-Rhône, il est de 0,4% et au niveau de la concession SMED13, donc sans la ville de Marseille, ce taux est de 0,7%. En 2012, le nombre d usagers mal alimentés est de 4 359, soit une augmentation de 3,74% par rapport à Ce qui représente 0,7% des usagers de la concession. ( usagers au total). Nombre d usagers mal alimentés Nombre d usagers dont la tension d alimentation est inférieure au seuil minimal de tension admissible Taux d usagers mal alimentés sur le territoire de la concession 0,9% 0,7% 0,7% Nombre d usagers mal alimentés par plage de chute de tension BT en 2012 Nombre de clients BT mal alimentés entre 0 et 1% Nombre de clients BT mal alimentés entre 1 et 2% 997 Nombre de clients BT mal alimentés entre 2 et 3% 590 Nombre de clients BT mal alimentés supérieur 3% Total

48 Evolution du nombre de clients mal alimentés Répartition du nombre de clients mal alimentés par commune Plus de 100 Entre 50 et 100 Entre 25 et 50 Moins de 25 Aucune Commune hors concession 47

49 Total CMA (Clients mal alimentés) Evolution de la répartition des clients mal alimentés Entre 2006 et 2012, la répartition des clients mal alimentés a diminué de plus de la moitié en zone rurale et pratiquement 2/3 en zone urbaine. 48

50 Proportion des clients mal alimentés par commune Entre 5% et 12% Moins de 5% Aucun Commune hors concession 2 communes présentent une proportion de clients mal alimentés supérieure à 9% : Jouques (9,8%) et Vauvenargues (11,5%). Conclusion Les modifications apportées au modèle de calcul et la mise en œuvre du nouveau plan de tension affectent directement la comptabilisation du nombre de clients mal alimentés, rendant difficile l analyse des évolutions. Toutefois, il apparaît que plusieurs communes présentent des niveaux de qualité dégradés. Les programmes de travaux du SMED13 et d ERDF, notamment étudiés lors des conférences départementales, doivent tenir compte des départs les plus impactés en fonction d un certain nombre de paramètres, tels que le taux de réseau aérien, d aérien nu de faible section, le taux de réseau souterrain avec isolation papier, la longueur des départs, le nombre d usagers concernés, le nombre d organe de manœuvre télécommandés, le nombre de coupure, la chute de tension maximale, le Niti de la concession (nombre d usagers coupés x temps de coupure) 49

51 LA MAîTRISE D OUVRAGE DES TRAVAUX L article 5 de l annexe 1 du cahier des charges de concession définit la répartition de la maîtrise d ouvrage des travaux sur le réseau concédé entre l autorité concédante et le concessionnaire. Extrait du cahier des charges de concession - (CC). Répartition de la maîtrise d ouvrage des travaux sur le réseau concédé Categorie de commune Commune urbaine Commune rurale Categorie de travaux a b Renforcements Renforcement hta ERDF ERDF Renforcement bt ERDF SMED13 Extensions Extension hta ERDF ERDF Extension bt ERDF ERDF * Branchement individuels BT ERDF ERDF Intégration des ouvrages dans l environnement (Art. 8 CC de Concession) SMED13 SMED13 Deplacement d ouvrage (art. 12 du cc de Concession) ERDF ERDF *en accord avec la collectivité Les communes de la concession sont réparties en deux catégories : A = les communes en régime dit urbain sur le territoire desquelles les travaux sur le réseau concédé ne peuvent pas bénéficier d une participation financière du Fonds d amortissement des charges d électrification (Facé). B = les communes en régime dit rural sur le territoire desquelles les travaux sur le réseau concédé peuvent bénéficier d une participation financière du Fonds d amortissement des charges d électrification (Facé). Communes en régime Rural Communes en régime Urbain Commune hors concession 50

52 L ENVIRONNEMENT Le respect du cadre, défini par l article 8 du cahier des charges de concession et de l article 4 de l annexe 1 (Intégration des ouvrages dans l environnement), est contrôlé régulièrement par le service du SMED13, ainsi que par le biais des demandes d autorisation d établir des ouvrages électriques (articles 2-II et 2-III). Le cahier des charges stipule en son Article 8 : Pour une amélioration de l insertion des ouvrages de la concession dans l environnement, le concessionnaire se conformera aux dispositions de l article 4 de l annexe 1, pour les travaux de renouvellement, de renforcement ou de raccordement dont il est le maître d ouvrage et dont il assumera le financement, intégralement ou en partie. Ainsi, ces travaux doivent être réalisés en utilisant les techniques souterraines, sur façade (fixation des câbles contre la façade des bâtiments) ou autres techniques appropriées discrètes (technique aérienne avec l accord de la commune), dans des proportions variables selon trois types de zones : La zone 1 zone protégée comprend les secteurs disposant d une protection particulière : périmètres de monuments et sites classés ou inscrits, parcs naturels ou réserves, espaces naturels sensibles, biotopes, ZPPAUP (Zones de protection du patrimoine architectural urbain et paysager), ZNIEFF (Zones naturelles d intérêt écologique, faunistique et floristique), secteurs sauvegardés, bande littorale de 100 m hors espaces urbanisés. Sous réserve d impossibilité technique, le réseau est réalisé en souterrain, sur façade ou toute autre technique appropriée discrète acceptée par la commune. La zone 2 zone agglomérée comprend les parties agglomérées des communes, les zones U des POS et au droit des établissements d enseignement. Dans cette zone, l objectif est de réaliser le réseau en souterrain, sur façade ou toute autre technique appropriée discrète à raison de 60% de l ensemble des travaux basse tension (BT) et moyenne tension (HTA) réalisés dans ce périmètre. LES CONFéRENCES DéPARTEMENTALES L article 21 de la loi du 7 décembre 2010 (loi NOME) institue les conférences départementales, placées sous l égide des Préfets, au cours desquelles sont présentés les programmes d investissements des différents intervenants (gestionnaires de réseaux de distribution et autorités organisatrices) sur les réseaux publics de distribution d électricité de chaque département. Trois documents fondamentaux sont à établir dans le cadre de la conférence départementale : 1. Un compte-rendu : Chaque organisme de distribution d électricité [ERDF] transmet à chacune des autorités concédantes précitées un compte rendu de la politique d investissement et de développement. 2. Un bilan détaillé : Sur la base de ce compte rendu, les autorités organisatrices [AOD] établissent un bilan détaillé de tous les investissements envisagés sur le réseau [public] de distribution [d électricité]. 3. Un programme prévisionnel : les autorités organisatrices établissent un bilan détaillé de la mise en œuvre du programme prévisionnel de tous les investissements Ce programme prévisionnel, qui précise notamment le montant et la localisation des travaux, est élaboré à l occasion d une conférence départementale réunie sous l égide du préfet et transmis à chacune des autorités concédantes. Cette nouvelle disposition favorise la coordination entre l autorité concédante et le gestionnaire de réseau, maîtres d ouvrages, afin de renforcer l optimisation de l ensemble des investissements sur le réseau de distribution publique d énergie électrique au service de la sécurisation des réseaux et de l amélioration de qualité de la distribution. La conférence départementale permet de disposer d un état des lieux avec les zones de fragilité et les investissements programmés et est également utile à la CRE (Commission de régulation de l énergie) pour la construction du TURPE (Tarif d utilisation des réseaux publics d électricité). La zone 3 zone rurale correspond au territoire restant du département. Dans cette zone, il convient de réaliser le réseau en souterrain, sur façade ou toute autre technique appropriée discrète à raison de 40% des travaux basse tension (BT) et moyenne tension (HTA) réalisés dans ce périmètre. Le respect de ce principe est contrôlé par le SMED13 au quotidien à travers les déclarations de construction des lignes (Articles 2- II et 2- III du décret de 1 er décembre 2011) transmises par le concessionnaire ERDF, accompagnées d un dossier présentant le projet envisagé. 51

53 LES INVESTISSEMENTS DU DISTRIBUTEUR ERDF SUR LA CONCESSION Les investissements du concessionnaires en K 2010 (pro forma) Raccordements des consommateurs et producteurs Renforcement, renouvellement et autorisation Intégration dans l'environnement et sécurisation (Source ERDF-CRAC 2012) ANALYSE D UN échantillon DE CHANTIER Le SMED13 est tenu de connaître et de suivre son patrimoine, et notamment le processus d immobilisation. L AEC (Audit expertise conseil) a été missionné en 2011 pour réaliser une étude en s appuyant sur un échantillon de 10 affaires réalisées sous la maîtrise d ouvrage du concédant et du concessionnaire et ainsi comparer les montants et les quantités mis en service par rapport aux éléments techniques. Le contrôle s est déroulé dans les locaux d ERDF à Aix-en-Provence, en présence de chargés d affaires du concessionnaire. Présentation des dossiers ERDF a la charge de tenir l inventaire comptable de la concession. Dans le cadre du contrôle de la gestion du patrimoine de la concession, le Syndicat a souhaité une analyse de la valorisation des ouvrages mis en concession sous sa maîtrise d ouvrage et sous la maîtrise d ouvrage du concessionnaire. Pour ce faire, les échantillons suivants ont été analysés : 5 dossiers de travaux sous maîtrise d ouvrage de la collectivité ; 5 dossiers de travaux sous maîtrise d ouvrage d ERDF. 52

54 Dossiers sous la maîtrise d ouvrage du SMED13 Le tableau ci-dessous indique les principales caractéristiques des dossiers étudiés. Communes ALLAUCH Saint MARTIN DE CRAU MEYRARGUES LAMANON MAILLANE Nature des travaux Enfouissement Enfouissement Renforcement Renforcement Sécurisation Type de travaux réalisés Pose de 200 m de réseau BTS Reprises 2 branchements Pose de 250 m de réseau BTS Repris de 20 branchements Pose de 738 m de réseau BTS Pose de 124 m de réseau T70 Reprises 17 branchements + Tranchée remise par la commune Pose de 40 m de T70 30 m de HTAS 50 m BTS 1 poste HTA/BT Pose de 450 m BT T70 Reprise 5 branchements Dépenses (hors MOE) Dossiers sous maîtrise d ouvrage d ERDF Le tableau ci-dessous indique les principales caractéristiques des dossiers étudiés. Communes FONTVIEILLE SALON-DE- PROVENCE LANçON-Provence ISTRES MARIGNANE Nature des travaux Dégâts neige - Remplacements d ouvrage Renforcement Extension Raccordement collectif Déplacement Type de travaux réalisés Dépose de 677 m de réseau HTA, de 21 m de réseau BT T70, 2 H61 Création de 2 postes HTA/BT Pose de m de HTA souterrain Dépose de 465 m de réseau BT T70 Création d un poste PSSA Pose de 375 m de T150 Pose de 225 m de BTS Pose de 310 m de HTAS Pose de 81 m de BT T70 1 branchement Création de 142 m de HTAS Création d un poste 4UF Remise gratuite partie intérieure Pose de 200 m HTA Pose de 500 m de BT Création d un poste Dépenses Rappel des principes d immobilisation Deux méthodes sont utilisées pour la valorisation des ouvrages selon la maîtrise d ouvrage : Lorsque le concessionnaire est maître d ouvrage, le chargé d affaires immobilise les affaires au coût réel ; Lorsque l autorité concédante est maître d ouvrage, ERDF valorise et immobilise les ouvrages mis en service selon les coûts qu il aurait subi en tant que maître d ouvrage. Le protocole d accord relatif à la mise en œuvre d une nouvelle procédure de valorisation par le concessionnaire. Le protocole d accord a pris effet le 1 er septembre 2009, et est conclu pour une durée probatoire de deux ans. Il a été prolongé le 13 décembre Les seuils d alerte sur les écarts en termes de valorisation. Ce protocole définit des seuils d alerte entre le coût exposé des travaux et la valorisation résultant de l outil de valorisation. Les seuils d alerte sont définis comme suit : Seuils d alerte sur les écarts en termes de valorisation Plus ou moins 10% pour les travaux correspondants à des coûts exposés communiqués par l autorité concédante inférieurs à euros. Modifié par la prolongation du protocole VRG : ± Plus ou moins 8%, pour les travaux correspondants à des coûts exposés supérieurs ou égaux à euros et inférieurs à euros. Plus ou moins 5%, pour les travaux correspondants à des coûts exposés supérieurs ou égaux à euros. 53

55 Les modalités de mise en œuvre Pour chaque ouvrage remis au concessionnaire, en complément du plan de récolement, le plus précis possible, et des tableaux de pose et de dépose, l autorité concédante maître d ouvrage communique au concessionnaire les éléments techniques significatifs permettant d appréhender pleinement le dossier, par l intermédiaire d une fiche de collecte complétée de la façon la plus exhaustive possible, avec en particulier, à titre indicatif, les coûts exposés par l autorité concédante maître d ouvrage (auxquels sont intégrés les frais de maîtrise d œuvre). Cette fiche indique notamment dans le cas des enfouissements, la nature du sol qui induit par la suite une valorisation différente. Le concessionnaire doit ensuite se rapprocher systématiquement de l autorité concédante lorsque la valorisation obtenue s écarte des coûts exposés au-delà des seuils d alerte afin d analyser conjointement l écart de valorisation. Le concessionnaire informe ensuite l autorité concédante de la valorisation retenue à la suite des échanges avec l autorité concédante. Synthèse de l analyse des dossiers réalisés sous maîtrise d ouvrage du SMED13 Bien que cet échantillon ne soit pas représentatif de l ensemble des travaux valorisés par ERDF, il convient de noter les éléments suivants : Concernant la cohérence des quantités technique et comptable : Les longueurs immobilisées dans la base comptable sont cohérentes avec celles indiquées sur les plans de récolement ; Le concessionnaire a par ailleurs indiqué avoir mis en place une procédure de suivi des écarts d inventaire afin de limiter les incohérences, ce qui semble relativement efficace au vu des dossiers analysés ; Concernant la valorisation des ouvrages : La transmission des fiches de collectes est un élément important permettant au chargé d affaire une valorisation cohérente avec les éléments transmis par la collectivité. Il est donc important que cette transmission soit régulière et rapide après l achèvement des travaux compte tenu des contraintes internes du concessionnaire pour immobiliser les ouvrages dans les plus courts délais après la mise en exploitation des ouvrages ; Les difficultés de chantier rencontrées doivent apparaître clairement sur les fiches de collecte, avec en appui le montant des surcoûts, ce qui permet au chargé d affaires de prendre en compte des valorisations complémentaires ; Concernant les écarts constatés, certains sont liés à l outil (poste et transformateur par exemple) d autres à la non prise en compte des difficultés ou des caractéristiques des travaux (valorisation des longueurs de branchement) ; Concernant la communication entre ERDF et le SMED13 : Des échanges réguliers doivent être mis en place afin de suivre et de corriger le cas échéants les écarts ; Un bilan annuel des écarts des chantiers mis en service au cours de l exercice permettrait également de pouvoir quantifier le volume des chantiers en dehors des seuils du protocole et d évaluer le montant des écarts. Synthèse de l analyse des dossiers réalisés sous maîtrise d ouvrage du concessionnaire Bien que cet échantillon ne soit pas représentatif de l ensemble des travaux réalisés par ERDF, il convient de noter les éléments suivants : Concernant la cohérence des quantités technique et comptable : Les longueurs immobilisées dans la base comptable sont cohérentes avec celles indiquées sur les plans de récolement ; Le concessionnaire a par ailleurs indiqué avoir mis en place une procédure de suivi des écarts d inventaire afin de limiter les incohérences, ce qui semble relativement efficace au vu des dossiers analysés ; Concernant la valorisation des ouvrages : ERDF immobilise ses travaux aux coûts réels ; Les participations de tiers ne sont pas prises en compte comme du financement externe dans le cadre des travaux de raccordement quand ceux-ci sont facturés sur la base du barème de raccordement ; Les remises gratuites (tranchées notamment) sont valorisées sur la base du canevas technique. 54

56 Conclusion L échantillon de dossiers analysés n est pas représentatif des travaux réalisés sur le territoire. Toutefois, cette analyse illustre le processus de mise en immobilisation des ouvrages concédés. Il convient donc de retenir les points suivants : Concernant la cohérence des quantités technique et comptable : Les longueurs immobilisées dans la base comptable sont cohérentes avec celles indiquées sur les plans de récolement ; Les retraits des deux inventaires sont gérés par le service cartographie ; Le concessionnaire a par ailleurs indiqué avoir mis en place une procédure de suivi des écarts d inventaire afin de limiter les incohérences, ce qui semble relativement efficace au vu des dossiers analysés ; Concernant la valorisation des ouvrages : ERDF immobilise les ouvrages qu il réalise en fonction des dépenses qu il engage. Lorsque la collectivité réalise les travaux, ces ouvrages sont immobilisés sur la base de l outil VRG, cela pouvant conduite à des écarts de valorisation ; Les participations et contributions de tiers ne sont pas forcément pris en compte en fonction du mode de facturation et de la nature des travaux réalisés. La collectivité devra rester vigilante sur ce point, car cela peut impacter directement le calcul des droits du concédant. Concernant la mise en œuvre du protocole VRG : Des échanges réguliers doivent être mis en place afin de suivre et de corriger le cas échéants les écarts ; Un bilan annuel des écarts des chantiers mis en service au cours de l exercice permettrait également de pouvoir quantifier le volume des chantiers en dehors des seuils du protocole et d évaluer le montant des écarts. 55

57 La gestion de la clientèle le service aux usagers L évolution des contrats et des consommations sur la concession en 2012 Depuis le 1 er juillet 2007, les consommateurs particuliers peuvent choisir librement leur fournisseur d électricité. Ils rejoignent ainsi les professionnels et les collectivités locales qui disposaient déjà de ce droit depuis 2004, de même que les grandes entreprises depuis Décomposition des offres proposées sur le marché de l électricité Le prix de détail hors taxes de l offre, tarif réglementé ou offre de marché, doit couvrir à la fois les coûts d utilisation des réseaux et les coûts de fourniture, composés des coûts de production et/ou d approvisionnement, ainsi que des coûts commerciaux. Les fournisseurs supportent ainsi deux types de coûts : Ceux qui sont identiques pour l ensemble des fournisseurs : l accès aux réseaux (dont les tarifs sont fixés par le gouvernement sur proposition de la Commission de régulation de l énergie - CRE) Ceux qui dépendent du fournisseur : le coût de production ou d approvisionnement en électricité ainsi les coûts commerciaux du fournisseur. C est l optimisation de ces coûts qui permet au fournisseur de différencier le prix de son offre. Prix de détail hors taxes appliqués aux clients finals Tarif réglementé (proposé uniquement par le fournisseur historique) = Tarif d utilisation des réseaux publics d électricité Fixé par décision ministérielle sur proposition de la CRE. Ce tarif est indépendant du fournisseur mais dépend de la catégorie de client. Le montant est acquitté par le client au fournisseur, qui le reverse au gestionnaire de réseau. = Prix du marché (proposé par l ensemble des fournisseurs) = Tarif d utilisation des réseaux publics d électricité Fixé par décision ministérielle sur proposition de la CRE. Ce tarif est indépendant du fournisseur mais dépend de la catégorie de client. + Tarif de fourniture Ce tarif doit permettre de couvrir les coûts de production et les coûts commerciaux du fournisseur historique. Il dépend de la catégorie de client. Le tarif de fourniture s obtient par différence entre le tarif réglementé et la somme du tarif d utilisation de réseaux. - ou + + Prix de la fourniture Ce prix est libre et dépend à la fois du fournisseur et de la catégorie de client. en fonction de la catégorie de client et offres des fournisseurs. Le client règle tous les éléments de la facture à son fournisseur historique. Si le client a souscrit un contrat unique : il règle tous les éléments de la facture à son fournisseur. Si le client a souscrit un contrat d accès aux réseaux (CARD, CART) : (Source : CRE) il règle le tarif d acheminement au gestionnaire de réseau et le prix de la fourniture à son fournisseur. 56

58 En ce qui concerne la concession SMED13, le cahier des charges recouvre deux missions complémentaires : Le développement et l exploitation des réseaux publics de distribution d énergie électrique par le concessionnaire ERDF qui assure l acheminement de l électricité pour le compte de l ensemble des utilisateurs du réseau concédé. La fourniture d électricité aux tarifs réglementés par le fournisseur historique EDF. Les usagers qui bénéficient de la fourniture au Tarif spécial produit de première nécessité (TPN) relèvent également de cette mission. Contrat, puissance et consommation sur la concession en 2012 Nombre de contrats sur le territoire de la concession Evolution 2011/2012 Nombre de contrats total ,44% Energie acheminée (en Gwh) 7 280, , ,9-0,34% Recettes acheminement en M 234,0 242,5 249,6 +2,9% Client BT < 36 kva Client BT < 36 kva Client HTA Nombre de contrats Energie acheminée (en Gwh) 4 360,1 860, ,5 Recettes acheminement en M LE TARIF RéGLEMENTé DE VENTE SUR LA CONCESSION EN 2012 Réglementation L article L337-5 du code de l énergie ainsi que le décret n du 12 août 2009 encadrent les modalités de fixation du prix du tarif réglementé de vente de l électricité. Le décret dispose que la part fixe et la part proportionnelle de chaque option ou version tarifaire sont chacune l addition d une part correspondant à l acheminement et d une part correspondant à la fourniture qui sont établies de manière à couvrir les coûts de production, les coûts d approvisionnement, les coûts d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution et les coûts de commercialisation, que supportent pour fournir leurs clients Electricité de France et les distributeurs non nationalisés mentionnés à l article 23 de la loi n du 8 avril 1946, ainsi qu une marge raisonnable. Catégories de tarifs réglementés Les principales catégories de tarifs réglementés d électricité dépendent de la puissance souscrite et de la tension de raccordement. Clients raccordés au réseau de distribution U < 50 kv Clients raccordés au réseau de transport U > 50 kv P < 36 kva 36 kva < P < 250 kva 250 kva < P 250 kva < P Tarifs bleus Tarifs jaunes Tarifs verts A Tarifs verts B et C Petits sites Sites moyens Sites moyens et grands sites Grands sites P = puissance souscrite U = tension de raccordement (Source : CRE) 57

59 Le tarif BLEU Le tarif bleu est le tarif réglementé de vente que propose EDF aux usagers (généralement les particuliers, les artisans et commerçants n ayant pas exercé leur éligibilité) pour les alimenter en basse tension de puissance disponible comprise entre 3 et 36 kva. En 2012, le nombre de contrat type tarif bleu sur le territoire de la concession est de pour une puissance souscrite de MVA ,4 GWh ont été vendus pour un montant de k *. Le prix moyen de vente est de 9,03 c HT le kwh (prix moyen calculé sur l ensemble des puissances fournies allant de 3 à 36 kva). Le tarif JAUNE Le tarif jaune est le tarif réglementé de vente que propose EDF aux usagers (généralement les PME et PMI n ayant pas exercé leur éligibilité) pour les alimenter en basse tension de puissance disponible comprise entre 36 et 250 kva. En 2012, le nombre de contrat type tarif jaune sur le territoire de la concession est de pour une puissance souscrite de 498,6 MVA. 790,1 GWh ont été vendus pour un montant de k *. Le prix moyen de l acheminement est de 9,08 c HT le kwh (prix moyen calculé sur l ensemble des puissances fournies allant de 36 à 250 kva). Le tarif VERT Le tarif vert est le tarif réglementé de vente que propose EDF aux usagers (généralement les grosses entreprises n ayant pas exercé leur éligibilité) pour les alimenter en moyenne tension de puissance supérieure à 250 kva. En 2012, le nombre de contrat type tarif vert sur le territoire de la concession est de pour une puissance souscrite de 500,6 MVA ,1 GWh ont été vendus pour un montant de k *. Le prix moyen de l acheminement est de 7,22c HT le kwh (prix moyen calculé sur l ensemble des puissances fournies allant de 36 à 250 kva). * Hors CTA, CSPE, TCFE et TVA. 58

60 La consommation en GWh En 2012, la consommation au tarif réglementé de vente sur le territoire de la concession est de 6 107,6 GWh, contre GWh en 2011, soit une diminution de la consommation totale aux tarifs réglementés de - 1,60% sur le territoire de la concession. Consommation par type de tarifs (en GWh) Tarif régulé jaune 12,9% Tarif régulé vert 20,9% Tarif régulé bleu 66,2% Les recettes en M En 2012, la vente d énergie électrique sur le territoire de la concession s élève à 528,9 M HT, contre 542,8 M HT en 2011*, soit une diminution de 2,6 %. Recette par type de tarif en M Tarif régulé vert 17,4% Tarif régulé bleu 68,0% Tarif régulé jaune 13,6% * Sans les quatre taxes suivantes : CTA, CSPE, TCFE et TVA. Evolution des tarifs réglementés de vente Selon les dispositions de la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l électricité (NOME) et l article L du code de l énergie : Les tarifs réglementés de vente de l électricité pour les grandes et moyennes entreprises (les tarifs verts et jaunes) disparaissent au plus tard au 31 décembre 2015, Les tarifs réglementés de vente d électricité seront progressivement construits (au plus tard en 2015) par addition des coûts d approvisionnement en électricité, du prix d accès régulé à l électricité nucléaire historique et du coût du complément de la fourniture intégrant la garantie de capacité, des coûts d acheminement, des coûts de commercialisation ainsi que d une rémunération raisonnable en application de l article L337-6 du code de l énergie. 59

61 L EXERCICE DE L éligibilité Les consommateurs qui souhaitent faire valoir leur éligibilité ont le choix entre deux options : Signer un Contrat d accès au réseau public de distribution (CARD) et un ou plusieurs contrats de fourniture séparés, S adresser à un fournisseur qui a lui-même avec le gestionnaire de réseau un Contrat cadre d accès au réseau (contrat CARD Fournisseur) et qui lui propose un contrat unique couvrant à la fois l acheminement et la fourniture (dans ce cas le prix de la prestation d acheminement est identique à celui que paierait le même client avec un contrat d acheminement séparé). La première solution est adaptée aux utilisateurs du réseau bénéficiant d une puissance élevée (>250 kva). La seconde a été conçue pour répondre aux besoins du marché des professionnels, quelle que soit leur taille. Clients aux tarifs réglementés Clients hors tarifs réglementés Niveau de Catégorie Tension Contrats Prestations couvertes puissance Prestations Contrats couvertes C1 CARD Acheminement > 250 kw Tarif vert C2 HTA Acheminement + C3 < 250 kw fourniture Contrat Acheminement + Tarif jaune C4 > 36 kva unique fourniture BT Tarif bleu C5 36 kva (Source ERDF CRAC 2012) Du point de vue du Distributeur ERDF, les consommateurs qui ont fait valoir leur éligibilité forment 5 catégories distinctes en fonction de la tension de livraison et de la puissance nécessaire. La colonne de gauche du tableau ci-avant permet d établir une correspondance de principe avec les tarifs réglementés. Les comptages à courbe de charge enregistrent en continu la consommation. Pour les autres comptages, la consommation mesurée à chaque période se voit appliquer une courbe de charge type, opération appelée profilage. Depuis l ouverture du marché de l électricité à la concurrence, usagers de la concession ont fait valoir leur droit à l éligibilité ( en 2011) Nombre de contrats total Puissance souscrite en MVA Consommation en GWh 822 LES ACTIONS EN FAVEUR DES CLIENTS DéMUNIS Le Maintien d énergie L article 9 de la loi n du 15 avril 2013 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses dispositions sur la tarification de l eau et sur les éoliennes, étend à l ensemble des consommateurs domestiques le dispositif dit de la trêve hivernale, durant laquelle les fournisseurs d électricité, de gaz naturel, de chaleur et d eau ne peuvent procéder à l interruption du service. Le décret d application du 27 février 2014 précise les conditions dans lesquelles les fournisseurs d électricité peuvent, néanmoins, procéder, en application de la loi, à une réduction de la puissance fournie. Cette réduction ne peut être appliquée aux consommateurs bénéficiant de la tarification spéciale de l électricité comme produit de première nécessité. Le décret prévoit, par ailleurs, que les fournisseurs doivent informer, entre le 1 er novembre et le 15 mars, leurs clients en situation d impayés de l existence de l interdiction hivernale d interruption de fourniture. Il définit, en outre, les informations que les fournisseurs doivent transmettre chaque trimestre à la CRE et au Médiateur national de l énergie sur les interruptions de fourniture mises en œuvre. 60

62 Le Fond de solidarité pour le logement (FSL) Les Fonds de solidarité pour le logement (FSL) traitent l ensemble des difficultés de paiement associées au logement, à l eau, à l énergie ou au téléphone. Les FSL sont gérés par les départements qui définissent les modalités d attribution des aides et les distribuent. Le concessionnaire EDF cofinance ces fonds dans le cadre de conventions signées dans chaque département par un ensemble de partenaires. A ce titre, EDF participe au financement du FSL pour le département des Bouches-du-Rhône à hauteur de M soit une augmentation de 0,9% par rapport à En 2012, clients démunis ont reçu une aide FSL pour un montant de sur le département. Le Tarif de première nécessité La tarification spéciale de l électricité Produit de première nécessité a été mise en place par le décret du 8 avril 2004, modifié par le décret du 6 mars 2012 et le décret du 15 novembre Il prévoit que le bénéfice de la tarification sociale est ouvert aux personnes physiques titulaires d un contrat d électricité : Disposant de revenus leur donnant droit à la Couverture maladie universelle complémentaire (CMUC) ou à l aide au paiement d une assurance complémentaire de santé (ACS), Ou dont le revenu fiscal de référence annuel est inférieur à (en métropole) et (dans les DOM). La liste des bénéficiaires potentiels est communiquée par les organismes d assurance-maladie, en leur qualité de gestionnaires de la CMUC et de l ACS et par l administration fiscale, le tarif étant attribué par les fournisseurs d électricité. La tarification spéciale produit de première nécessité consiste en une déduction forfaitaire. Elle est imputée sur la facture individuelle et est financée par la contribution au service public de l électricité (CSPE). Les bénéficiaires du TPN disposent en outre : De la gratuité de la mise en service et de l enregistrement du contrat lors de l installation dans un logement, D un abattement de 80% du coût d un déplacement facturé au client lorsque ce dernier, en raison d un défaut de paiement, fait l objet d une interruption de fourniture. La déduction forfaitaire est établie en fonction de la puissance souscrite. Elle augmente avec le nombre de personnes du foyer bénéficiaire. Le rabais du TPN varie ainsi entre 71 et 140. Depuis le décret du 7 mars 2012, l attribution des tarifs sociaux de l électricité est automatique. Ces tarifs sont désormais accordés aux ayants droit, sauf opposition de leur part, sans avoir à renseigner de formulaire. L identification des fournisseurs des bénéficiaires potentiels du TPN et du TSS est réalisée en croisant les fichiers des organismes d assurancemaladie, de l administration fiscale et des fournisseurs, tout en respectant la confidentialité des données et sous le contrôle de la CNIL. Les ayants-droit reçoivent une attestation les informant que sauf opposition de leur part, ils bénéficieront du TPN/TSS. Si le fournisseur n a pas pu être identifié, un courrier leur sera envoyé, accompagné d un formulaire à transmettre à leur fournisseur. Nombre de bénéficiaires du TPN Variation Concession SMED ,5% La hausse de plus de 64% du nombre de bénéficiaires du TPN sur le territoire de la concession s explique par la mise en œuvre de la procédure d automatisation de l attribution des tarifs sociaux. Les offres de service aux clients L accueil des usagers Précarité Les clients en situation d urgence et de précarité peuvent signaler leurs difficultés et solliciter EDF pour des conseils pratiques sur les démarches à suivre afin de pouvoir bénéficier d un accompagnement adapté à leur situation (Précarité) Contrats Des numéros d appel téléphonique sont à la disposition des usagers, pour les appels liés aux contrats (déménagement, facture ) ou (Particulier) (Professionnel) Dépannage - raccordement Concernant des demandes techniques, deux numéros : (Dépannage) (Raccordement) Méls : serviceclients-pads@erdfdistribution.fr ou reclamations-pads@erdfdistribution.fr Adresse postale : Service Clients ERDF - TSA Marignane Cedex Professionnel Pour obtenir des informations relatives au raccordement : Mél : entreprises-pads@erdfdistribution.fr 61

63 Accueil pour le raccordement des installations de production décentralisées Les demandes de raccordement d une installation de production d électricité de puissance inférieure à 36 kva sont reçues par l Accueil raccordement producteur Mél : erdf-gestionprod-p4-pacaouest@erdfdistribution.fr Adresse postale : Agence Acheminement Electricité PACA OUEST chemin de St Pierre - BP Marignane Pour les demandes de raccordement d une installation de production supérieure à 36 kva, l accueil est assuré par l Accueil raccordement producteur HTA et BT > 36 kva qui peut être contacté aux coordonnées suivantes : (N indigo tarif consommateur de 0,09 à 0,15 Euro ttc/minute depuis un poste fixe). Site : dans l espace ERDF-Connect Points de service Poste 5 points service Poste avec possibilité de paiement par carte bancaire sont implantés sur le département : Trets, Gardanne, Les Saintes Maries de la Mer, Tarascon et Port Saint-Louis du Rhône. Les points d accueil physiques pour les usagers de la concession Boutiques Bleu Ciel d EDF Aubagne Avenue Antide Boyer Aix en Provence Place François Villon Les Allées Provençales Salon de Provence Boulevard du Roi René Horaires d ouverture Lundi : 9h30-12h30 / 15h00-17h45 Mardi au Vendredi : 9h30-12h30 / 14h00-17h45 Lundi, Mardi, Mercredi, Vendredi : 9h30-12h30 / 14h00-18h00 Jeudi : 9h30-12h30 / 15h00-18h00 Samedi : 9h30-12h30 Lundi, Jeudi, Vendredi : 9h30-12h30 / 14h00-17h45 Mardi : 9h30-12h30 / 14h00-16h45 La qualité des relations et des services Les réclamations des usagers au tarif réglementé de vente Dans le nouveau contexte énergétique, où prédomine le contrat unique entre le fournisseur et le client final (couvrant à la fois l acheminement et la fourniture d énergie), le fournisseur est l interlocuteur privilégié du client pour l accueil et le traitement de sa réclamation. EDF fournisseur historique, poursuit la réorganisation du dispositif de traitement des réclamations initiées en janvier 2007, avec : La simplification du parcours client avec un seul niveau de recours, celui du Service national consommateurs (SNC) pour le fournisseur et la direction clients fournisseurs pour ERDF, La spécialisation de structures régionales sur le traitement des réclamations, Le recours aux appels sortants pour répondre à certaines réclamations complexes, La mise en place d une interface unique avec le Médiateur national de l énergie. Répartition des réclamations Concession par type (en %) Raccordements 4,5% Relève et facturation 49,0% Accueil 0,9% Interventions techniques 21,2% Qualité de la fourniture 24,5% Total 100 % réclamations écrites de clients finals dont en instance d appel. (Source ERDF CRAC 2012) Le Médiateur EDF En cas d insatisfaction sur les réponses apportées en instance d appel, le client peut saisir le Médiateur EDF. Le Médiateur d EDF intervient en dernier ressort au sein de l entreprise EDF SA, quand tous les autres recours en amont ont été épuisés et se sont révélés infructueux. Il peut être saisi pour régler les différends entre les différentes entités/filiales du Groupe EDF et leurs parties prenantes (clients, fournisseurs, partenaires ) en dernier recours dans l entreprise et prévenir les différends en entretenant des relations avec les organismes représentant les parties prenantes (associations de consommateurs notamment). Remplir un formulaire en se munissant de toutes les pièces nécessaires et des numéros de contrat/client. Le Médiateur national de l énergie Autorité administrative indépendante, le Médiateur national de l énergie est chargé de recommander des solutions aux litiges relatifs à l exécution des contrats de fourniture d électricité ou de gaz naturel et de participer à l information des consommateurs sur leurs droits Il est nommé par arrêté du ministre d état, ministre de l écologie, du développement et de l aménagement durables, du ministre de l économie, des finances et de l emploi et du secrétaire d état chargé de la consommation et du tourisme. Le champ de compétences du Médiateur national de l énergie est strictement encadré par les articles L et suivants du code de l énergie. 62

64 Peuvent faire appel au Médiateur tous les consommateurs particuliers, ainsi que les consommateurs petits professionnels ayant souscrit une puissance électrique égale ou inférieure à 36 kva. En cas de litige avec son fournisseur d électricité, le consommateur, ou son représentant (association de consommateurs, avocat ), peut saisir le Médiateur national de l énergie pour l aider à régler le différend. Seules sont recevables les saisines ayant fait l objet d une réclamation écrite préalable auprès du fournisseur d électricité. Ce dernier dispose alors d un délai de deux mois pour proposer une solution au consommateur. Si, à l issue de ce délai, le consommateur n a pas reçu de réponse satisfaisante auprès de son fournisseur, ou en cas d absence de réponse de celui-ci, le consommateur peut faire appel au Médiateur dans un délai de deux mois maximum. Après examen du dossier, le Médiateur formule une recommandation écrite et motivée permettant de résoudre le litige, dans un délai de deux mois suivant sa saisine. Le Médiateur national de l énergie participe également à l information des consommateurs sur leurs démarches et leurs droits. A cet effet, le Médiateur co-finance avec la CRE (Commission de régulation de l énergie) le dispositif d information énergie info. Ce dernier comprend un centre d appels accessible au du lundi au vendredi de 8h30 à 18h00 et un site internet dédié : Une saisine peut-être aussi réalisée en ligne ou par courrier. En ligne : Accéder directement à la plate-forme SOLLEN. ( Par courrier : Télécharger le formulaire de saisine et le compléter. ( Formulaire_Saisine_MNE.pdf) La satisfaction des clients Les données concernant la satisfaction des usagers résidentiels et des collectivités locales sont mesurées par le concessionnaire ERDF et retranscrites dans le compte-rendu de concession remis chaque année à l autorité concédante. Satisfaction des clients particuliers concernant la fourniture aux Tarifs réglementés de vente (TVR) Région EDF 85,2% 88,4% Satisfaction des clients professionnels concernant la fourniture aux TRV Région EDF 87,8% 89,7% Satisfaction des clients collectivités locales aux TVR Région EDF 82,0% 85,0% Satisfaction des clients entreprises aux TVR Région EDF 74,2% 77,0% (Source ERDF - CRAC 2012) La garantie des services La garantie des services relève du fournisseur historique au tarif réglementé EDF SA. Indicateurs sur la garantie des Services à l usager sur la région PACA : Prestations et interventions techniques (en %) Taux de mise en service sur installation existante dans les délais standards ou convenus Taux de résiliation dans les délais standards ou convenus (Source ERDF - CRAC 2012) Région ERDF ,7% 96,2% 98,5% 98,3% Puis envoyer le dossier sans l affranchir à l adresse suivante : Médiateur national de l énergie Libre Réponse n PARIS Cedex 09 Le dossier soumis doit comprendre tous les éléments nécessaires à son examen (copie des courriers échangés, factures recto-verso, etc.) 63

65 L analyse comptable et financière de la Concession L Analyse des données comptable et technique L Analyse de la cohérence des inventaires technique et comptable L Approche de l équilibre économique de la concession LA Redevance de la concession : R1 et R2 64

66 L Analyse des données comptable et technique Le patrimoine du SMED13 comporte, pour des raisons de gestion interne du concessionnaire, deux catégories d ouvrages : Les ouvrages localisés (réseaux et postes HTA/BT), identifiés et valorisés au niveau de chaque commune et qui font l objet d un inventaire ; Les ouvrages non localisés (transformateurs, branchements, comptages et autres ouvrages) gérés globalement au niveau des centres EGD desservant la concession, sans identifiant géographique ni suivi quantitatif (à l exception des transformateurs) et qui ne font pas l objet d un inventaire à la maille de la concession. LA VALEUR GLOBALE DES OUVRAGES La valeur brute des ouvrages est leur valeur historique d achat. Ces biens sont ensuite amortis en comptabilité. Les amortissements permettent de s assurer que la capacité d autofinancement est suffisante pour remplacer le bien à l identique ; ils reflètent également le vieillissement des ouvrages. Schématiquement, chaque année, les ouvrages s usent et se rapprochent de leur fin de vie. Une dotation aux amortissements est donc soustraite à leur valeur d origine, afin de coller à la réalité et d obtenir ce qu on appelle la valeur nette comptable. Le taux d amortissement est le rapport de l amortissement d un ouvrage (la somme de toutes les dotations aux amortissements depuis qu il a été mis en service) sur sa valeur brute. Ainsi, plus le taux d amortissement d un ouvrage est élevé, plus celui-ci est proche de sa fin de vie. A fin 2012, le patrimoine de la concession était valorisé à 1 217,7 millions d euros (en valeur brute), soit en augmentation de 3,8% par rapport à l exercice précédent. Environ k s ajoutent au patrimoine de la concession en 2012, par rapport à Evolution de la valeur brute des biens en concession de 2004 à 2012 (en ). 65

67 L amortissement des ouvrages Les principes d amortissements La valeur nette comptable des ouvrages correspond à leur valeur brute diminuée des amortissements cumulés et des dépréciations. En application de l article 10 du cahier des charges de concession, le concessionnaire est, dès lors, tenu d amortir les ouvrages qu il a financés et les ouvrages qui ont été financés par la collectivité. Toutefois, malgré l obligation d amortir les ouvrages financés par le concédant, le concessionnaire n amortit pas la totalité des ouvrages mis en concession par l autorité organisatrice. La valeur nette comptable des ouvrages correspond à leur valeur brute diminuée des amortissements cumulés et des dépréciations. En application de l article 10 du cahier des charges de concession, le concessionnaire est, dès lors, tenu d amortir les ouvrages qu il a financés et les ouvrages qui ont été financés par la collectivité. Toutefois, malgré l obligation d amortir les ouvrages financés par le concédant, le concessionnaire n amortit pas la totalité des ouvrages mis en concession par l autorité organisatrice. Cela conduit donc à avoir des ouvrages (certains biens renouvelables - postes HTA/BT et canalisations BT - situés dans les communes relevant du régime d électrification rurale) pour lesquels aucun amortissement n est constitué et, incidemment, à réduire la dette du concessionnaire vis-à-vis de l autorité organisatrice. En revanche, la valeur nette de ces ouvrages est dépréciée dans l inventaire. ERDF ne respecte donc pas le cahier des charges de concession. Selon le concessionnaire, il ne constitue pas d amortissement sur ces ouvrages dans la mesure où il a constaté que les renouvellements des ouvrages situés en zone rurale n étaient réalisés qu à hauteur de 20% par lui-même, ce qui d un point de vue fiscal pourrait lui être préjudiciable. La durée d amortissement est définie par le concessionnaire et celle-ci dépend directement de la nature des ouvrages : Durées Ouvrages Modifications récentes (ans) Réseau HTA Sauf réseau immergé Réseau BT Sauf Torsadé Postes HTA/BT Bâtiment de poste Appareillage poste maçonné Appareillage poste préfabriqué H61 Compteurs Mis en service avant 1995 BT < 36 kva mis en service après 1995 BT > 36 kva et HTA mis en service après Branchements 40 Transformateurs 30 Modifié pour l exercice 2011 (précédemment 40 ans) Modifié sur l exercice 2007 (précédemment 30 ans) Modifié sur l exercice 2007 (précédemment 30 ans) Depuis 2007, le délégataire a donc modifié à 2 reprises les durées d amortissement de 3 types d ouvrages : Au 1 er janvier 2007, les durées de vie des compteurs ont été modifiées. Les compteurs installés avant 1995 conservent leur durée d amortissement de 30 ans. Ceux installés après 1995 ont été différenciés en 2 catégories en fonction de la puissance. Ainsi les compteurs BT < 36 kva ont désormais une durée de vie de 20 ans, et les compteurs BT > 36 kva et HTA ont une durée de vie de 25 ans ; Au 1 er janvier 2007, la durée de vie des bâtiments des postes de transformation a été allongée en passant de 30 à 45 ans ; Au 1 er janvier 2011, la durée d amortissement des réseaux torsadés a été allongée de 40 à 50 ans. Selon les études menées par ERDF, la durée d utilité des canalisations aériennes torsadées était supérieure à la durée de vie comptable et pouvait être portée de 40 à 50 ans compte tenu des retours d expérience et des études techniques. Amortissement des ouvrages en concession Evolution de la valeur globale des ouvrages k de 2007 à 2012 La valeur comptable nette des ouvrages a progressé entre 2011 à 2012 de 2,95% (contre 6,56% entre 2007 et 2008). La valeur nette de k en 2012 a progressé de 23,03% par rapport à 2007 et l amortissement de k en 2012, de 31,6%. L amortissement a augmenté, dans une plus forte mesure, entre 2011 et 2012, de 5,01% (contre 5,77% entre 2007 et 2008). Les investissements sur le patrimoine de la concession en 2012 compensent le vieillissement des ouvrages. 66

68 LES MODALITéS DE VALORISATION DES OUVRAGES MIS EN CONCESSION La valorisation des ouvrages mis à l inventaire dépend de la maîtrise d ouvrage et des apports financiers. Le tableau suivant présente les principes de valorisation des ouvrages dans l inventaire. Valorisation des ouvrages Dont Financement ERDF Dont Financement Concédant Maîtrise d ouvrage ERDF Coût réels des travaux + Valorisation des Remises d ouvrages Coût réels des travaux - Participations de tiers (Déplacement d ouvrage, raccordement producteur) Participations de tiers (Déplacement d ouvrage, raccordement producteur) + Valorisation des Remises d ouvrages Maîtrise d ouvrage externe Valorisation des Remises d ouvrage totale avec VRG Dépenses réelles versées (Contribution Article 8, PCT) Valorisation des Remises d ouvrage totale avec VRG - Dépenses réelles versées par ERDF = a+b (a) (b) Lorsqu ERDF finance des travaux sous sa maîtrise d ouvrage ou participe à des travaux réalisés par le syndicat, le montant est valorisé à ses dépenses réelles liées aux chantiers (dépenses d entreprise, main d œuvre interne, participation versée à l autorité concédante, ). En revanche, lorsque le syndicat ou un tiers réalise une partie des ouvrages et les remet gratuitement au concessionnaire (par exemple une remise de tranchée pour des travaux d ERDF), leur montant est valorisé avec l outil de valorisation des remises gratuites (VRG). Lors des travaux de raccordements réalisés par ERDF, les participations de tiers (extension et branchement) ne sont pas immobilisées comme du financement externe lorsqu elles ont été calculées avec la réfaction. Elles sont considérées comme des recettes et apparaissent ainsi dans le compte d exploitation dans la partie Produits. Lorsque les participations ne sont pas calculées avec la réfaction, le montant des apports externes est immobilisé en déduction des dépenses du concessionnaire. LA VALORISATION DES OUVRAGES MIS EN CONCESSION Le tableau suivant indique les principales valeurs de la concession par famille d ouvrage. (en k ) Valeur brute Amortissement Valeur nette Canalisation HTA Canalisation BT Postes HTA/BT Comptages Branchements Transformateurs Autres ouvrages Ensemble des ouvrages Par rapport à l exercice 2011, les amortissements ont progressé de 5,01%. L augmentation du patrimoine concédé est, selon les informations fournies par le concessionnaire, liée à la mise en immobilisation de 44,6 millions d euros d ouvrages réalisés par le concessionnaire et 10,6 millions d euros d ouvrages réalisés par l autorité concédante ou des tiers. Le taux d amortissement global est de 41,7% à fin Il a augmenté de 0,5 point par rapport à l exercice Répartition de la valeur brute de la concession au 31 décembre 2012 Postes HTA/BT 10,3% Branchements 19,4% Transformateurs 3,5% Autres ouvrages 2,8% Comptages 5,3% Canalisation BT 30,5% La valorisation des réseaux HTA et BT et des branchements représente 78,1% du patrimoine de la concession. Canalisation HTA 28,2% 67

69 Les ouvrages non localisés Les ouvrages non localisés regroupent essentiellement les appareils de comptage, les transformateurs et les branchements. (en k ) Valeur brute Amortissement Valeur nette Comptages Branchements Transformateurs Autres biens non localisés Total Les ouvrages non localisés avaient, à fin 2012, une valeur brute évaluée à près de 348,5 M (336,9 M en 2011), dont 236,2 M (226,7 M en 2011) pour les branchements, c est-à-dire qu ils représentent 67,8% des ouvrages non localisés (67,3% en 2011). Ces ouvrages sont gérés en masse financière. Par rapport à l exercice précédent, la valeur d actif brut des ouvrages non localisés a augmenté de 3,44%, soit 11,6 M additionnels. Répartition de la valeur brute des ouvrages non localisés au 31 décembre 2012 Transformateurs 18,4% Branchements 12,2% Comptages 1,6% Autres biens non localisés 67,8% Taux d amortissement des ouvrages non localisés à fin 2012 Les ouvrages non localisés ont un taux d amortissement moyen de 42,87%, soit un taux légèrement plus élevé que la moyenne constatée sur l ensemble des ouvrages de la concession (qui est de 41,7%). Comme c est généralement le cas dans d autres concessions, ce sont les appareils de comptage qui présentent le taux d amortissement le plus élevé, avec 61,24%. A noter que le taux d amortissement moyen des ouvrages non localisés a augmenté de 1,54 point par rapport à l exercice

70 Les ouvrages localisés de la concession Les dernières données fournies sont datées de la fin de l exercice Le tableau suivant indique la répartition de la valeur brute des ouvrages de la concession en fonction des principaux ouvrages localisés. Quantité (en m) Valeur brute (en ) Amortissement (en ) Valeur nette (en ) Canalisation BT Torsadé Aérien nu Souterrain Canalisation HTA Torsadé Aérien nu Souterrain Autres Poste HTA/BT Total général La valeur brute des ouvrages localisés était évaluée à 869,2 M à fin 2012, en augmentation de 3,9% par rapport à l exercice précédent, soit 36,2 k additionnels. La décomposition montre que les réseaux HTA et BT représentent respectivement 39,6% et 42,8% de la valeur brute totale des ouvrages localisés. Répartition de la valeur brute des ouvrages localisés au 31 décembre 2012 Autres 3,3% Poste HTA/BT 14,5% BT Torsadé 12,9% BT Aérien nu 0,5% HTA Souterrain 34,2% BT Souterrain 29,4% HTA Torsadé 0,1% HTA Aérien nu 5,3% Le graphique suivant indique le taux d amortissement des ouvrages localisés, c est-à-dire le rapport du montant des amortissements constitués et de la valeur brute. Au niveau de la concession le taux d amortissement moyen est de 41,7%, en augmentation de 0,5 point par rapport à l exercice Taux d amortissement des ouvrages localisés à fin 2012 Les ouvrages les plus vétustes de la concession au sens de cet indicateur sont les réseaux BT aériens nus avec un taux d amortissement de 94,03%, puis les postes sur poteau avec un taux d amortissement de 62,72%, et ensuite les postes maçonnés avec un taux d amortissement de 58,17%. 69

71 La part des ouvrages complètement amortie à fin 2012 dans l inventaire comptable L analyse de la part des ouvrages complètement amortie à fin 2012, ne peut-être réalisée que sur les ouvrages localisés, compte-tenu des données fournies. En effet, pour les ouvrages non localisés, il n y a pas d ouvrages totalement amortis. Le tableau suivant indique la part des ouvrages complètement amortie dans le patrimoine des ouvrages localisés du SMED13. Ils représentent en valeur brute 4,08% du patrimoine localisé de la concession. Quantité (km) Valeur brute (k ) Valeur de Remplacement (k ) Part des réseaux totalement amortie en quantité Part des ouvrages totalement amortie en valeur Canalisation BT ,05% 2,28% Souterrain ,04% 0,01% Aérien nu ,85% 85,54% Torsadé ,06% 1,94% Canalisation HTA ,67% 2,36% Souterrain ,63% 3,05% Aérien nu ,75% 11,26% Torsadé ,15% 0,98% Poste HTA/BT ,19% Autres ,28% Total général ,08% Ce tableau indique que 17,67% du réseau HTA (1 319 km) et 7,05% du réseau BT (870 km), représentant respectivement 2,36% et 2,28% en termes de valorisation, sont complètement amortis à fin

72 LES PROVISIONS POUR RENOUVELLEMENT Les provisions pour renouvellement sont constituées par le concessionnaire afin de pourvoir au financement des renouvellements des ouvrages. Au terme de l exercice 2012, le concessionnaire avait constitué 158 M pour provisions pour renouvellement, en baisse de 10,6 M par rapport à Pour rappel, en 2011, les modalités de calcul de la dotation à la provision pour renouvellement ont été affinées pour tenir compte des probabilités de retrait des ouvrages faisant l objet d une dotation d ici à l échéance du contrat de concession en-cours. La valeur pro-forma 2011 intègre l impact de ces nouvelles modalités, soit 2,9 M à fin 2011, qui n avait pu être intégré dans la valeur de provision publiée dans le CRAC 2011 en partie A.4.2. S agissant de nouvelles modalités de calcul, elles ont également été mises en œuvre en Ouvrages localisés 74,0% Ouvrages non localisés 26,0% HTA Souterrains 10,63% Transformateurs BT Aériens 4,16% (nus et torsadés) 7,29% HTA Aériens 23,40% Postes HTA/BT 15,67% BT Souterrains 16,94% Branchements 21,91% De manière plus globale, les provisions pour renouvellement ne sont constituées que sur les ouvrages renouvelables avant le terme du contrat, à l exception des réseaux BT et postes HTA/BT situés en zone d électrification rurale pour lesquels aucune provision pour renouvellement est constituée au niveau de la concession. Cela impacte donc également de manière directe le calcul des droits du concédant de façon défavorable à la collectivité. En termes de droits du concédant, le calcul s avère limité notamment en raison de l absence des répartitions de financement pour les ouvrages concédés dans inventaires comptable. Au terme de l exercice 2012, la valeur des droits du concédant est donc estimé à 490,7 M (Cf. part. Droits du concédant page 72). L évolution DES PROVISIONS POUR RENOUVELLEMENT 71

73 Les droits du concédant Les droits du concédant représentent le droit qu a le concédant à recevoir gratuitement les biens en fin de concession (contrevaleur en nature) auxquels s ajoutent une éventuelle dette ou créance en espèce, déterminée selon la répartition du financement des ouvrages au cours du temps entre autorité concédante et concessionnaire. Les droits du concédant sont inscrits au passif du bilan du concessionnaire. La réforme comptable de la loi du 9 août 2004 a profondément modifié la constitution et la présentation des droits du concédant. Les droits du concédant sont dorénavant constitués par les comptes suivants : Contrevaleur en nature : Elle correspond à la valeur nette comptable de l ensemble des biens en concession, quel que soit leur mode de financement ; cette contrevaleur traduit l obligation de remettre les biens au concédant en fin de concession (en cas de non-renouvellement de la concession). Précédemment la contrevaleur en nature ne représentait que la valeur nette comptable des biens financés par le concédant ; Créance potentielle en espèce sur le concédant : En contrepartie de l inscription de l ensemble des biens dans la contrevaleur en nature, il a été créé une créance potentielle du concédant correspondant à la valeur nette comptable des biens financés par le concessionnaire. Cette créance, d un montant initialement égal au financement du concessionnaire, est constatée en moins au passif lors de la mise en service du bien. Elle décroît au cours du temps d un montant annuel égal à l amortissement industriel correspondant aux biens financés par le concessionnaire, pour s éteindre en fin de vie du bien ; Droits potentiels du concédant exigibles en espèces en fin de concession : Ils correspondent à la valeur cumulée de l amortissement industriel comptabilisé pour les biens financés par le concédant 1 calculé sur la durée de vie du bien. Ce compte a été constitué par transfert de la quote-part d amortissement du financement du concédant précédemment incluse dans la provision ainsi que par transfert du fond de caducité. Au 31 décembre 2012, le montant des droits du concédant s élève à 490,7 M, soit une augmentation de 3,9% par rapport à Le calcul des droits du concédant s appuie sur les données fournies par le concessionnaire à partir du fichier comptable des ouvrages de la concession. Les droits du concédant 2010 à 2012 En k au 31/12/2010 En k au 31/12/2011 En k au 31/12/ Droits en nature (Contre-valeur des biens a concédés) + Droits en espèce (Amortissement du financement du b concédant) - Créance en espèce (valeur nette comptable c des financements ERDF) Total =(a+b)-c Droits en nature : Leur hausse par rapport à l exercice précédent s élève à +20,4 M (+2,9%) ; Droits en espèces : Leur hausse par rapport à l exercice précédent s élève à +9,1 M (+4,9%) ; Créances du concédant envers le concessionnaire : Leur hausse par rapport à l exercice précédent s élève à +11,2 M (+2,4%). 1 Sauf cas particulier des biens ER 72

74 L estimation du ticket de sortie Définition des dettes et créances réciproques Les dettes et créances réciproques résultent de l application de l article 31b du cahier des charges et représentent les droits en espèce de l autorité concédante, à savoir le calcul du solde des dettes du concédant envers le concessionnaire (valeur nette comptable des fractions d ouvrages financés par le concessionnaire) et des dettes du concessionnaire envers le concédant (reversement des amortissements industriels sur les fractions d ouvrages financés par le concédant et des provisions pour renouvellement constituées sur les ouvrages concédés). Les dettes et créances réciproques représentent donc la fraction en espèce des droits du concédant, à laquelle s ajoutent les provisions pour renouvellement. La dette du concédant envers le concessionnaire L indemnisation éventuellement perçue par le concessionnaire correspond logiquement à son financement non amorti. En effet, la collectivité doit racheter les ouvrages qu a financés le concessionnaire à leur valeur d usage, qui correspond à la valeur non amortie (soit la valeur nette comptable). Pour déterminer ce montant, l article 31b du cahier des charges consacré au renouvellement à l expiration de la concession mentionne que : Le concessionnaire recevra de l autorité concédante une indemnité égale à la valeur non amortie réévaluée des ouvrages faisant partie de la concession dans la proportion de sa participation à leur établissement. Cette réévaluation sera déterminée par référence au taux moyen des financements à long terme du concessionnaire. La dette du concessionnaire envers le concédant Pour déterminer le montant de ce flux financier, du concessionnaire vers l autorité concédante, l article 31b du cahier des charges stipule que : Le concessionnaire reversera à l autorité concédante le solde des provisions constituées pour le renouvellement ultérieur desdits ouvrages [faisant partie de la concession], complété des amortissements industriels constitués dans la proportion de la participation du concédant. Reversement du solde des provisions constituées pour le renouvellement Le solde des provisions est le montant du compte de provisions pour renouvellement, qui comporte les provisions constituées et non utilisées. Théoriquement, en fin de concession, le montant des provisions de renouvellement serait nul. En effet, la provision pour renouvellement des biens renouvelables pendant la durée du contrat de concession aura été, en théorie, totalement utilisée, si elle a été correctement calculée, et si les travaux ont été réalisés. Dans la pratique, il n y a pas nécessairement de relation aussi évidente entre les provisions constituées, et la nécessité technique de renouvellement. Compte tenu du caractère difficilement prévisible de ces provisions, on retiendra que les provisions pour renouvellement non utilisées font naître une dette potentielle du concessionnaire envers le concédant. Le sort des provisions pour renouvellement suit celui des ouvrages à renouveler, supports et justification de leur existence. L autorité concédante, qui se voit subrogée aux droits et obligations du concessionnaire à la fin du contrat, et notamment à l obligation de renouvellement des ouvrages, reçoit ainsi une partie du financement nécessaire à sa réalisation. Il est important de noter que, selon l article 31b du cahier des charges, l excédent éventuel de provisions constituées par le concessionnaire pour le renouvellement ultérieur des ouvrages, remis à l autorité concédante, devra être exclusivement affecté à des travaux sur le réseau concédé. 73

75 Reversement des amortissements industriels En complément du solde des provisions pour renouvellement, l autorité concédante est supposée recevoir les amortissements industriels que le concessionnaire a constitué pour les biens mis en concession par d autres que lui, c est-à-dire les ouvrages financés par les collectivités maîtres d ouvrages et les tiers, réputés agir financièrement pour le compte du concédant. Précisons que même si les ouvrages financés par des tiers ne sont pas explicitement cités dans les dispositions de l article 31b, les travaux du Conseil national de la comptabilité et le contenu du compte droits du concédant, qui assimilent les ouvrages réalisés par des tiers à ceux mis en concession par les collectivités, autorisent cette lecture. Evaluation du ticket de sortie Le ticket de sortie représente le solde des dettes et créances réciproques en fin de concession : Le financement non amorti du concessionnaire constitue une dette du concédant visà-vis du concessionnaire ; L amortissement de la partie des biens financés par le concédant constitue une dette du concessionnaire vis-à-vis du concédant ; Les provisions non utilisées sont restituées au concédant. Ainsi en fin de concession, le concédant ou le futur concessionnaire devra payer au concessionnaire sortant un ticket de sortie égal à : Ticket de sortie = (valeur nette des biens financés par le concessionnaire - amortissement des financements du concédant) - provisions pour renouvellement non utilisées. Si ce ticket est négatif, le concessionnaire sortant devra payer une indemnité au concédant (ou futur concessionnaire). Si l autorité concédante avait mis fin prématurément au contrat de concession au 31/12/2012, elle aurait indemnisé le concessionnaire dans le cadre de l article 31 du cahier des charges. Cette indemnisation, résultant de la compensation entre le rachat des ouvrages de la concession financés par le concessionnaire et la créance du concessionnaire envers le concédant (amortissements et provisions), est donc appelée ticket de sortie. En outre, cet article prévoit une réévaluation de la valeur non amortie des ouvrages financés par le concessionnaire. En effet, on rappelle ici que pour déterminer le montant du ticket de sortie, l article 31b du cahier des charges consacré au renouvellement à l expiration de la concession mentionne que : Le concessionnaire recevra de l autorité concédante une indemnité égale à la valeur non amortie réévaluée des ouvrages faisant partie de la concession dans la proportion de sa participation à leur établissement. Cette réévaluation sera déterminée par référence au taux moyen des financements à long terme du concessionnaire. A partir des éléments disponibles, il est possible d estimer le montant du ticket de sortie depuis Au 31 décembre 2012, le ticket de sortie évalué est positif, c est-à-dire que le concédant a une dette envers le concessionnaire. Celle-ci est évaluée à k. 74

76 Estimation du ticket de sortie sans réévaluation au TMO Estimation sans réévaluation au TMO Valeur non amortie des ouvrages financés par le a k k k k concessionnaire Provisions pour renouvellement b k k k k Amortissement des ouvrages financés par le c k k k k concédant Ticket de sortie =(a-b)-c k k k k De 2009 à 2012, le ticket de sortie a nettement augmenté par un facteur de 3,6. Cela peut s expliquer notamment par les reprises de provisions et l augmentation des ouvrages financés par le délégataire. A cette estimation, doit être rajouté la prise en compte en fin de contrat d une réévaluation par l application de coefficient d actualisation, le Taux moyen obligataire (TMO : Taux moyen mensuel de rendement au règlement des emprunts non indexés, garantis par l état et assimilés, établi par l I.N.S.E.E.). Ce qui aurait pour effet d augmenter très nettement la valeur du ticket de sortie, car dans ce calcul seule la valeur nette des ouvrages financés par le concessionnaire est réévaluée. La valeur du ticket de sortie déjà défavorable à la collectivité, le serait encore plus par l application des coefficients d actualisation. Ce ticket de sortie est également affecté par l allongement des durées d amortissement des ouvrages qui ont comme conséquence d augmenter mécaniquement la dette du concédant (hausse de la valeur nette) et de réduite la dette du concessionnaire (baisse des amortissements et des provisions). Enfin, il faut également considérer que la fin du contrat de concession devrait soulever la question du rachat des biens de reprise (poste source, logiciels, bâtiments, véhicules, ) qui serait alors négocié entre le concessionnaire actuel et la collectivité. 75

77 L analyse de la cohérence des inventaires technique et comptable En 2003, le concessionnaire a mené une action de réconciliation entre ses bases technique et comptable. Cependant des incohérences subsistent. Le but de cette analyse est de mettre en exergue les écarts d inventaire globaux de ces deux bases, quelles que soient les dates de mises en service des ouvrages. Le contexte des écarts d inventaire Le concessionnaire est chargé de tenir un inventaire comptable, nécessaire au calcul de la dotation aux amortissements, des provisions pour renouvellement et des dettes et créances réciproques. Cet inventaire se limite à des données comptables. Il ne permet pas de comprendre l architecture du réseau, ne mentionne pas les sections des câbles ni les puissances transitées. Pour les besoins de l exploitation, le concessionnaire dispose d une base de données technique. La moindre erreur entraîne des divergences entre les deux bases. En conséquence, très souvent, les linéaires indiqués dans l une et l autre des bases diffèrent. En 2002, le concessionnaire a mené un projet de fiabilisation des inventaires, de sorte qu au 31 décembre 2002 les linéaires technique et comptable soient supposés conformes aux objectifs, à savoir que pour chaque type de réseau, l écart relatif entre les deux bases était inférieur à 3% au niveau du centre, et à 10% au niveau de chaque commune. Depuis, l enjeu est de maintenir la cohérence entre les deux inventaires mais également avec le terrain. Certains écarts entre les bases de données comptable et technique peuvent s expliquer par la procédure d immobilisation des ouvrages par le concessionnaire : lorsqu un ouvrage est mis en service dans la base technique, il existe un délai généralement inférieur à trois mois pour l enregistrement comptable des ouvrages ; c est une des raisons de l existence d une marge d appréciation du concessionnaire dans le rapprochement des inventaires. Les décalages peuvent donc provenir : D erreurs de saisie si la procédure n est pas assez solide pour détecter les incohérences ; D une mauvaise prise en compte de la dépose ; D immobilisations sur une commune limitrophe, en particulier lorsqu un tronçon HTA dessert plusieurs communes ; De décalages dans le temps : il est possible que des travaux terminés en fin d année 2012 aient été portés à l inventaire technique, mais n aient pas été enregistrés à l inventaire comptable avant le 1 er janvier La base technique est en général plus fiable que la base comptable, car les exploitants, qui l utilisent au quotidien, y effectuent des corrections dès lors qu ils rencontrent une divergence avec le terrain. 76

78 ANALYSE DE LA COHéRENCE DES écarts D INVENTAIRE L analyse des écarts d inventaires n est réalisable que pour les ouvrages pour lesquels le concessionnaire tient des inventaires détaillés. Ainsi, cette comparaison d inventaire n est possible que pour les réseaux HTA et BT. Aucune analyse de cohérence n est réalisable sur les autres ouvrages concédés, tels que les branchements, les comptages ou les transformateurs. De plus, l étude n a pas pu être faite sur les postes HTA/BT car les numéros principal et secondaire d immobilisation ne sont pas fournis par le concessionnaire. L analyse qui suit porte sur l ensemble des ouvrages mis en concession quelle que soit la date de mise en service. Cohérence des bases concernant les réseaux HTA Synthèse du linéaire HTA Les principales valeurs transmises, relatives aux réseaux HTA sont résumées dans le tableau suivant : Réseau HTA Type de réseau Longueur Comptable (en km) Longueur Technique (en km) Ecart en km Ecart en % Réseau aérien 2 678, ,62 16,99 0,63 Dont torsadé 10,15 9,55 0,60 5,91 Dont Aérien nu 2 668, ,07 16,39 0,61 Souterrain 4 788, ,46 53,51 1,10 Total 7 467, ,08 36,52 0,48 L écart entre inventaire comptable et technique sur le réseau HTA est de 0,5% Par nature de réseau, l écart le plus significatif concerne les réseaux HTA torsadés (5,9%). Toutefois, ces réseaux ne représentent que 0,14% de l ensemble du réseau HTA. Répartition des communes par plage d écart et par type de réseau HTA En l occurrence, on constate que : Pour les réseaux HTA torsadés, la majorité des communes (90 soit 76,3% de l ensemble) n ont pas de lignes aériennes isolés sur leur territoire, sur la base des inventaires technique et comptable. Notons par ailleurs que 10 communes présentent des écarts supérieurs à 50% ; Pour les réseaux HTA aériens nus, la majorité des communes de la concession (90 soit 76,3%) présentent un écart inférieur à 10%. Toutefois, 28 communes présentent des écarts compris entre 10 et 62% ; Pour les réseaux HTA souterrains, le nombre de communes présentant un écart d inventaire inférieur à 10% est de 96 (soit 81,3%). En outre, aucune commune ne présente d écart supérieur à 50%. 77

79 Ecarts d inventaires des réseaux HTA aériens nus Ecart supérieur à 50% Ecart entre 10% et 50% Ecart entre 5% et 10% Ecart moins de 5% Commune hors concession Ecart d inventaires du réseau aérien nu HTA les plus importants Commune Valeur comptable (en m) Valeur technique (en m) Ecart absolu (en m) Ecart relatif (en %) CASSIS ,71% La PENNE-SUR-HUVEAUNE ,38% CARNOUX-EN-PROVENCE ,21% SAINT-MARC-JAUMEGARDE ,47% ROQUEFORT-LA-BÉDOULE ,75% SAINT-SAVOURNIN ,65% SEPTÈMES-LES-VALLONS ,31% PLAN-DE-CUQUES ,87% GRÉASQUE ,63% BOUC-BEL-AIR ,01% SAUSSET-LES-PINS ,43% SAINT-VICTORET ,38% LES BAUX-DE-PROVENCE ,56% 78

80 Ecart d inventaires des réseaux HTA souterrains Ecart supérieur à 50% Ecart entre 10% et 50% Ecart entre 5% et 10% Ecart moins de 5% Commune hors concession Ecart d inventaires du réseau souterrain HTA les plus importants Commune Valeur comptable (en m) Valeur technique (en m) Ecart absolu (en m) Ecart relatif (en %) SAINT-ESTÈVE-JANSON * ,34% ALLAUCH ,57% BEAURECUEIL ,35% CUGES-LES-PINS ,49% *En 2012, sur la commune de Saint-Estève-Janson, inscription dans l inventaire comptable de la création de 511 m et m de réseaux souterrains non reportée dans l inventaire technique. 79

81 Cohérence des bases concernant les réseaux BT Synthèse du linéaire BT Type de réseau Longueur Comptable (en km) Réseau BT Longueur Technique (en km) Ecart en km Ecart en % Réseau aérien 6 865, ,56 96,85 1,43 Dont torsadé 6 347, ,72 1,00 0,01 Dont Aérien nu 517,69 419,83 97,86 23,30 Souterrain 5 479, ,26 318,35 5,49 Total , ,82 221,50 1,76 L écart entre inventaire comptable et technique sur le réseau BT est de 1,76%. Par nature de réseau, l écart le plus significatif concerne les réseaux BT aériens nus (23%). Toutefois, ces réseaux ne représentent que 4,20% de l ensemble du réseau BT. Ils sont progressivement remplacés par des réseaux souterrains qui constituent le deuxième écart d inventaire significatif avec 5,5%. Répartition des communes par plage d écart et par type de réseau BT On constate que : Pour les réseaux BT torsadés, 99 communes (soit 83,9% de l ensemble) présentent des écarts en dessous de 5%. Par ailleurs, seulement 6 communes ont des écarts absolus compris entre 10 et 50% et aucune commune présente d écarts de plus de 50% ; Pour les réseaux BT aériens nus, les communes ont en majorité des écarts supérieurs à 10% : 58 (49,1%) dont les taux sont compris entre 10 et 50% et 28 (23,7%) avec des taux supérieurs à 50%. Ce dernier taux important peut s expliquer par des déposes des réseaux aériens nus qui créent des écarts conséquents dans des communes où ce type de réseau est peu présent. Enfin, on constate que 2 communes en concession n ont pas de linéaire de type fils nus sur leur territoire (Saint-Estève-Janson et Saint-Antonin sur Bayon) ; Pour les réseaux BT souterrains, le nombre de commune présentant un écart d inventaire inférieur à 10% est de 94 (soit 79,6%). En outre, aucune commune ne présente d écart supérieur à 50%. 80

82 Ecarts d inventaires des réseaux BT aériens nus Ecart supérieur à 50% Ecart entre 10% et 50% Ecart entre 5% et 10% Ecart moins de 5% Pas de linéaire recensé pour ce type de réseau Commune hors concession Ecart d inventaires du réseau aérien nu BT les plus importants Commune Valeur comptable (en m) Valeur technique (en m) Ecart absolu (en m) Ecart relatif (en %) SAINT-MARC-JAUMEGARDE ,07% CARRY-LE-ROUET ,95% AURONS ,12% MEYREUIL ,05% PUYLOUBIER ,92% CEYRESTE ,48% GRÉASQUE ,93% PEYPIN ,49% ENSUÈS-LA-REDONNE ,02% CHÂTEAUNEUF-LE-ROUGE ,79% LE THOLONET ,18% MIMET ,14% CORNILLON-CONFOUX ,22% GRANS ,84% LA ROQUE-D'ANTHÉRON ,59% LA DESTROUSSE ,50% VENELLES ,84% CARNOUX-EN-PROVENCE ,32% CASSIS ,01% CUGES-LES-PINS ,42% ROGNES ,96% SIMIANE-COLLONGUE ,47% AURIOL ,49% BELCODÈNE ,40% ROQUEVAIRE ,16% SAINT-MITRE-LES-REMPARTS ,52% 81

83 Ecart d inventaires des réseaux BT torsadé Ecart entre 10% et 20% Ecart entre 5% et 10% Ecart moins de 5% Commune hors concession Ecart d inventaires des réseaux BT torsadé Commune Valeur comptable Valeur technique Ecart absolu Ecart relatif (en m) (en m) (en m) (en %) CHARLEVAL ,63% SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE ,67% SAINT-ESTÈVE-JANSON ,28% SAINT-MARC-JAUMEGARDE ,17% AUREILLE ,77% AURONS ,11% Ecart d inventaires des réseaux BT souterrain Ecart entre 10% et 35% Ecart entre 5% et 10% Ecart moins de 5% Commune hors concession Ecart d inventaires du réseau souterrain BT les plus importants 82 Commune Valeur comptable Valeur technique Ecart absolu Ecart relatif (en m) (en m) (en m) (en %) BELCODÈNE ,37% AUREILLE ,62% VERNÈGUES ,09% LAMANON ,95% BERRE-L'ÉTANG ,30% GIGNAC-LA-NERTHE ,42% MALLEMORT ,12% LE PUY-SAINTE-RÉPARADE ,10% LA FARE-LES-OLIVIERS ,94% GRANS ,76% PEYROLLES-EN-PROVENCE ,68% ROGNONAS ,37% PEYPIN ,02%

84 L Approche de l équilibre économique de la concession Chaque année, le concessionnaire indique dans son Compte-rendu annuel d activité (CRAC) les éléments financiers de la concession, qui ne peuvent être totalement considérés comme le compte d exploitation de la délégation. En effet, les produits et les charges de la concession indiqués ne reflètent que partiellement l économie de la concession. Un avis de conformité de la CNC (Conseil national de la comptabilité) datant de 1984 permet en effet à ERDF (Electricité réseau distribution France) de déroger à la publication de compte d exploitation et de résultats à la maille de la concession. Analyse de la constitution des éléments financiers de la concession Les valeurs des charges et produits indiquées dans les éléments financiers ne sont pas toutes appréciées à la maille de la concession. La reconstitution de données locales à partir de données extra-concessives s explique par le périmètre d enregistrement des données qui seront reversée dans les éléments financiers. D après le compte de résultat produit par ERDF dans son compte d activité (CRAC) 2012, le montant annuel des bénéfices du concessionnaire sur le périmètre de la concession serait donc de K (contre K en 2011) y compris la contribution à l équilibre, soit 9% du total des produits. Produits détaillés (en k ) % du total des produits Mode de répartition principal pour la concession Production de biens Au prorata du nombre de clients Production de service ,6% Recettes d acheminement ,3% Affectation directe à la concession Dont clients HTA ,8% Affectation directe à la concession Dont clients BT ayant une puissance souscrite 36 kva ,0% Affectation directe à la concession Dont clients BT ayant une puissance souscrite > 36 kva ,0% Affectation directe à la concession Dont autres ,9% Affectation directe à la concession Recettes de raccordements et prestations ,7% Dont raccordements ,9% Au prorata du nombre de clients Dont prestations ,1% Affectation directe à la concession Autres recettes ,7% Au prorata du nombre de clients Chiffre d affaires net Autres produits ,4% Production stockée et immobilisée ,1% Affectation directe à la concession Reprises sur amortissements et provisions ,8% Au prorata du nombre de clients Autres produits divers ,0% Au prorata du nombre de clients Total des produits % Charges détaillées (en k ) % du total des charges Consommation de l exercice en provenance des tiers ,6% Mode de répartition principal pour la concession Accès réseau amont ,3% Au prorata du nombre de kwh facturés Achats d énergie pour couvrir les pertes sur le réseau ,1% Au prorata du nombre de kwh facturés Redevance de concession ,6% Affectation directe à la concession Autres consommations externes ,0% Au prorata du nombre de kwh facturés Impôts, taxes et versements assimilés ,7% Contribution au Facé ,4% Au prorata des kwh acheminés en BT (formule Facé) Autres impôts et taxes ,6% Au prorata du nombre de clients Charges de personnel ,2% Clé de production stockée immobilisée /Longueur du réseau/nb de clients Dotations d exploitation ,7% Dotation aux amortissements DP ,3% Affectation directe à la concession Dotation aux provisions DP ,2% Affectation directe à la concession Autres dotations d exploitation ,5% Au prorata du nombre de clients Autres charges ,0% Au prorata du nombre de clients Charges centrales ,7% Total des charges % Contribution à l équilibre (en k ) Total des produits - Total des charges (y compris contribution à l équilibre) (en k )

85 Répartition des produits d exploitation selon leur mode de calcul Affectation directe à la concession k 8,0% Affectation à la clé k 92,0% Répartition des charges d exploitation selon leur mode de calcul Affectation à la clé k 82,0% Affectation directe à la concession k 18,0% L analyse de la représentativité des charges et des produits indiqués dans les éléments financiers montre une différence importante entre les charges et les produits : 82% des charges et seulement 8% des produits d exploitation ne sont pas des données natives (c est-à-dire directement affectées à la concession). En d autres termes, uniquement 18% des charges et 92% des produits sont directement issus de la concession. 84

86 LA redevance de concession : R1 et R2 Principes de la concession L article 4 du cahier des charges de concession pose le principe de la redevance de concession : En contrepartie des financements que l autorité concédante supporte au titre d installation dont elle est maître d ouvrage et intégrée dans la concession, ou de la propre participation de cette autorité à des travaux dont le concessionnaire est maître d ouvrage, ou de toute dépense effectuée par l autorité concédante pour le service public faisant l objet de la présente concession, le concessionnaire versera à l autorité concédante une redevance déterminée comme indiqué dans l annexe 1 au présent cahier des charge. L article 2 de l annexe 1 résume ainsi, l application de cette disposition : Contrepartie des dépenses supportées par l autorité concédante au bénéfice du service public faisant l objet de la présente concession, la redevance annuelle de concession visée à l alinéa a) de l article 4 du cahier des charges de concession a pour objet de faire financer par le prix du service rendu aux usagers, et non par l impôt : - d une part, des frais entraînés, pour l autorité concédante, par l exercice du pouvoir concédant, - d autre part, une partie des dépenses effectuées par celle-ci sur les réseaux électriques. La redevance comporte en conséquence deux parts : La première, dite de fonctionnement, vise à financer des dépenses annuelles de structure supportées par l autorité concédante pour l accomplissement de sa mission : contrôle de la bonne exécution du contrat de concession, conseils donnés aux usagers pour l utilisation rationnelle de l électricité et pour la bonne application des tarifs, règlement des litiges entre les usagers et le concessionnaire, coordination des travaux du concessionnaire et ceux de voirie et des autres réseaux, études générales sur l évolution du service concédé, secrétariat, etc Cette part de la redevance sera désignée ci-après par le terme R1. La deuxième, dite d investissement, représente, chaque année N, une fraction de la différence ; si elle est positive, entre certaines dépenses d investissement effectuées et certaines recettes perçues par l autorité concédante durant l année N-2. Cette part de la redevance sera désignée ci-après par le terme R2. Part de la redevance dite de fonctionnement Pour une année donnée, la détermination de R1 fait intervenir les valeurs suivantes : LCR, longueur, au 31 décembre de l année précédente, des réseaux HT et BT concédés des communes rurales de la concession (en km). LCU, longueur, au 31 décembre de l année précédente, des réseaux HT et BT concédés communes urbaines de la concession (en km). PDR, population municipale de l ensemble des communes rurales desservies par ERDF dans le département où se situe la concession. PDU, population municipale de l ensemble des communes urbaines desservies par ERDF dans le département où se situe la concession. PD, population municipale desservie par ERDF dans le département où se situe la concession PCR, population municipale de l ensemble des communes rurales de la concession PCU, population municipale de l ensemble des communes urbaines de la concession PC, population municipale de la concession D, durée de la concession ING, valeur de l index ingénierie du mois de décembre de l année précédente INGo, valeur de l index ingénierie du mois de décembre de l année précédant celle de la signature du contrat de concession. Le terme R1 est donné, en francs, par la formule : R 1 = [(75LCR + 0.7PCR) x CR + (75LCU + 0.7PCU) x CU] x [1+PC/PD] x [0.01D +0.75] x [ ING / ING0] 85

87 Où les coefficients CR et CU se définissent comme suit : La population rurale de la concession PCR est inférieure à habitants et la population départementale PDR est inférieure à habitants. CR = PCR x 0.8 PDR La population urbaine de la concession PCU est au moins égale à habitants. CU = 1 Le montant R1 versé par le concessionnaire au titre de la part de fonctionnement de la redevance de concession ne peut être inférieur au montant maximum de la redevance pour frais de contrôle défini par la réglementation en vigueur. Lorsque la concession regroupe au moins 95% des communes du département desservies par ERDF et au moins habitants, le montant R1 ne peut être inférieur à : x [ ING/INGo] francs Par ailleurs, le montant R1 versé au bénéfice d une concession située à l intérieur d un même département, ou de la partie d une concession incluse dans un département donné, ne peut excéder : x [ ING/INGo] francs Ce plafond est porté à x [ ING/INGo] francs si la concession regroupe toutes les communes du département desservies par ERDF. Une conversion en euros est ensuite nécessaire. 86

88 Part de la redevance dite d investissement Pour une année donnée, la détermination de R2 fait intervenir les valeurs suivantes : A, différence, exprimée en francs, entre : le montant total hors TVA, mandaté au cours de l année pénultième par les collectivités exerçant la maîtrise d ouvrage des travaux sur le réseau concédé réalisés dans le cadre des programmes aidés par le FACé et de tous autres programmes de péréquation des charges d investissement financés avec le concours des distributeurs d électricité ; qui leur seraient adjoints ou substitués, d une part, le total des parts de ce montant financé par le concessionnaire ou par le FACé, ou par tout programme de péréquation répondant à la définition ci-dessus, d autre part, B, montant total hors TVA en francs, mandaté au cours de l année pénultième par les collectivités exerçant la maîtrise d ouvrage, des travaux sur le réseau concédé et financé en dehors des programmes aidés par le FACé ou tout programme de péréquation répondant à la définition susvisée. Les montants A et B sont déterminés à partir des attestations établies par les collectivités maîtres d ouvrage en vue du reversement par le concessionnaire à celles-ci, dans les conditions prévues par le décret du 7 octobre 1968, de la TVA ayant grevé le coût des travaux, et après défalcation des montants versés par le concessionnaire au titre de l abondement des dépenses effectuées par les collectivités en vue d améliorer l esthétique des ouvrages, suivant les modalités prévues à l article 4. E, montant total hors TVA en francs des travaux d investissement sur les installations d éclairage public, mandaté par les collectivités exerçant la maîtrise d ouvrage de ces travaux l année pénultième. Ce montant est déterminé par un état dressé par l autorité concédante explicitant la situation, la nature et le montant des travaux réalisés. T, produit net des taxes municipales sur l électricité sur le territoire de la concession, ayant fait l objet des titres de recettes de l autorité concédante l année pénultième. T ne peut toutefois être inférieur au produit des taxes municipales sur l électricité sur le territoire des communes rurales de la concession. D, durée de la concession. PD, population municipale desservie par ERDF dans le département où se situe la concession. PC, population municipale de la concession. Le terme R2 est donné en francs, par la formule : R2 = (A B E 0.5T) (1 + PC/PD) x (0.005D ) Étant précisé que R2 ne peut être que positif ou nul. 87