TABlEAU DE BORD RAPPORT DE CONTRôlE 2012

Concession électricité tableau de bord Rapport de contrôle 2012

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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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. 1411-13 et L. 1411-14 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 2012. 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. 2143-4 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

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

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

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

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 2014-2017. 7

L organisation du système électrique français L article L2224-31 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 (63 000 à 400 000 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 2004. 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

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

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

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 63 000 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 1321-1 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 5 000 usagers De 2 000 à 5 000 De 1 000 à 2 000 De 500 à 1 000 De 200 à 500 Moins de 200 usagers Commune hors concession 11

Le réseau moyenne tension HTA Typologie du réseau et évolution des linéaires Véritable ossature du réseau de distribution, le réseau HTA (supérieur à 20 000 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 7 504 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 2011. 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 2 652 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 2012 7 504 2 662 35,5% 4 843 64,5% Total concession 2011 7 384 2 749 37,2% 4 635 62,8% Total concession 2010 7 239 2 813 38,9% 4 426 61,1% Total concession 2009 7 107 2 908 40,9% 4 199 59,1% Total concession 2008 6 951 2 969 42,7% 3 982 57,3% Total concession 2007 6 893 3 011 43,7% 3 882 56,3% Total concession 2006 6 779 3 037 44,8% 3 742 55,2% Total concession 2005 6 642 3 075 46,3% 3 567 53,7% Total concession 2004 6 590 3 066 46,5% 3 524 53,5% Total concession 2003 6 576 3 137 47,7% 3 439 52,3% 12

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

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 3 713 3 263 87,9% AURONS 8 276 7 101 85,8% SAINT-ANTONIN-SUR-BAYON 11 321 9 554 84,4% SAINT ESTÈVE JANSON 5 363 4 513 84,2% LAMANON 27 425 20 817 75,9% 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 16 746 16 554 98,9% MARIGNANE 88 956 84 842 95,4% ALLAUCH 113 649 107 230 94,4% LES BAUX-DE-PROVENCE 23 445 21 802 93,0% LA CIOTAT 177 123 164 536 92,9% GIGNAC-LA-NERTHE 39 503 35 823 90,7% PLAN-DE-CUQUES 22 163 20 060 90,5% ROGNONAS 27 400 24 501 89,4% SAINT-VICTORET 33 361 29 440 88,2% MIRAMAS 101 827 89 667 88,1% CASSIS 62 062 54 254 87,4% MARTIGUES 205 415 179 162 87,2% VITROLLES 143 877 124 829 86,8% CARNOUX-EN-PROVENCE 18 975 16 421 86,5% ROUSSET 83 354 71 664 86,0% SAINT-MARC-JAUMEGARDE 14 502 12 402 85,5% PORT-DE-BOUC 59 827 51 006 85,3% CARRY-LE-ROUET 23 252 19 784 85,1% BOUC-BEL-AIR 74 055 60 926 82,3% GEMENOS 37 267 30 655 82,3% SAINT-SAVOURNIN 11 812 9 680 82,0% SAINT-PIERRE-DE-MEZOARGUES 4 611 3 763 81,6% PLAN-D'ORGON 51 445 41 473 80,6% LA DESTROUSSE 12 651 10 191 80,6% CHATEAUNEUF-LES-MARTIGUES 97 947 78 703 80,4% SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE 13 677 10 972 80,2% AURIOL 86 465 68 784 79,6% ENSUES-LA-REDONNE 39 590 31 075 78,5% SAINTES-MARIES-DE-LA-MER 100 122 78 342 78,2% LES PENNES-MIRABEAU 109 932 85 730 78,0% CHATEAUNEUF-LE-ROUGE 18 373 14 268 77,7% FOS-SUR-MER 187 006 14 4181 77,1% SEPTÈMES-LES-VALLONS 38 629 29 590 76,6% EGUILLES 76 834 57 948 75,4% 14

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 2011. 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

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 3 263 87,9% aurons 7 101 85,8% saint-antonin-sur-bayon 95 54 84,4% saint-esteve-janson 4 513 84,2% lamanon 20 817 75,9% 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

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 1 500 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

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 21 803 5 438 24,9% SAINTES-MARIES-DE-LA-MER 78 343 17 811 22,7% PORT-DE-BOUC 51 006 10 963 21,5% BERRE-L'ETANG 68 188 11 494 16,9% LA PENNE-SUR-HUVEAUNE 16 554 2 462 14,9% CARRY-LE-ROUET 19 785 2 441 12,3% FOS-SUR-MER 144 181 16 668 11,6% ARLES 269 614 29 907 11,1% LA CIOTAT 164 537 15 451 9,4% CARNOUX-EN-PROVENCE 16 422 1 290 7,9% SAUSSET-LES-PINS 23 885 1 872 7,8% CABANNES 14 246 1 088 7,6% ALLAUCH 107 231 7 873 7,3% AIX-EN-PROVENCE 457 303 31 549 6,9% TARASCON 79 709 4 986 6,3% EYGUIERES 27 808 1 470 5,3% SAINT-REMY-DE-PROVENCE 72 550 3 794 5,2% L âge moyen du réseau HTA La moyenne d âge globale du réseau HTA du SMED13 était de 23,7 ans en 2012. 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

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 2009. Depuis 2009, la construction des réseaux s est ralentie avec une diminution très significative en 2012. La part du réseau de plus de 40 ans représente 1 358 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

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

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 12 567 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 12 566,8 100 +107,1 +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 2011. 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 2012 12 567 6 768 53,8 5 799 46,2 Total concession 2011 12 460 6 796 54,5 5 664 45,5 Total concession 2010 12 348 6 826 55,3 5 521 44,7 Total concession 2009 12 256 6 844 55,8 5 411 44,2 Total concession 2008 12 133 6 879 56,7 5 254 43,3 Total concession 2007 12 055 6 906 57,3 5 149 42,7 Total concession 2006 11 987 6 930 57,8 5 057 42,2 Total concession 2005 11 673 7 038 60,3 4 635 39,7 Total concession 2004 11 611 7 037 60,6 4 574 39,4 Total concession 2003 11 573 7 036 60,8 4 536 39,2 21

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 154 155 37 597 24,39 JOUQUES 107 086 25 081 23,42 LA BOUILLADISSE 74 086 17 288 23,34 GRANS 88 289 20 079 22,74 CUGES-LES-PINS 58 285 13 132 22,53 ROQUEVAIRE 120 336 26 015 21,62 ROGNES 114 941 22 010 19,15 SAINT-PIERRE-DE-MEZOARGUES 11 644 1 731 14,87 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

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

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 153 774 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 2012. 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

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

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 2011. Age moyen du réseau BT 26

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 2007. 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

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 194 335 55,2% GREASQUE 15 617 33,8% SEPTEMES-LES-VALLONS 25 229 33,6% SENAS 35 876 33,5% PORT-SAINT-LOUIS-DU-RHONE 22 719 32,4% BERRE-L'ETANG 43 344 32,2% PORT-DE-BOUC 33 876 31,6% Ces 7 communes représentent 8,79% des usagers de la concession. 28

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

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 (20 000 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 10 449 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 %) 2012 10 449 133 1,3% 2011 10 316 - - 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 3 429 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 %) 1946-1949 166 1,6% 1950-1959 233 2,2% 1960-1969 1 006 9,6% 1970-1979 1 949 18,7% 1980-1989 2 912 27,9% 1990-1999 2 396 22,9% 2000-2009 1 385 13,3% 2010-2012 402 3,9% TOTAL 10 449 100% 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

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 1946. 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

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

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 7 779 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) 77 616 Longueur moyenne des départs HTA sur la concession (en m) 14 320 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

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 4 2 19 395 51,07% 48,93% 15 195 ROURE ALBARO 9 5 47 174 26,80% 73,20% 1 611 FAVARY BARBEN 5 1 28 126 63,04% 36,96% 9 858 DARSE BETONN 13 6 39 432 82,63% 17,37% 179 LES OLIVETTES BOULBO 8 5 33 878 57,06% 42,94% 6 057 MAS DE GOUIN CABRAU 10 5 40 751 78,21% 21,79% 1 637 EGUILLES CHATAU 16 7 38 936 46,28% 53,72% 6 369 LAMBESC FANNY 10 5 33 386 64,02% 35,98% 2 678 SAINT REMY DE PROVENCE GALINE 11 5 54 599 65,31% 34,69% 4 963 MAS DE GOUIN MOURIE 7 3 60 059 36,56% 63,44% 10 267 SALON-CROIX BLANCHE PAVILL 3 0 14 913 0,00% 100,00% 13 392 MALLEMORT PLAN 13 10 38 620 68,55% 31,45% 2 012 SALIN DE GIRAUD PORCEL 13 4 59 182 84,18% 15,82% 3 618 SALON - CROIX BLANCHE RURAL 11 7 33 504 60,48% 39,52% 4 370 LAMBESC SALON 6 5 35 423 77,01% 22,99% 580 SALIN DE GIRAUD SAMBUC 20 9 74 536 51,90% 48,10% 2 735 CHATEAURENARD VERQUI 10 6 54 882 56,23% 43,77% 7 563 ATHELIA VIGUER 2 0 13 642 15,81% 84,19% 53 750 COURTINE ZICOUR 2 0 11 326 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

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 : 40 780 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

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 310 44,99% Défaillance de protection 35 5,08% Autres 275 39,91% 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 689 100% (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 2011. 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%),

Analyse des incidents HTA en fonction des sièges Siège Nombre d incidents Part dans le total des incidents Pas de dégât éliminé 125 18,14% Avec manœuvre d OMT 13 1,89% Avec manœuvre manuelle 112 16,26% Poste Source 9 1,31% Autres installations HTA ou BT 8 1,16% Transformateur de puissance 1 0,15% Postes HTA / BT 102 14,80% Partie BT 22 3,19% Partie HTA 39 5,66% Transformateurs 41 5,95% Ligne aérienne 179 25,98% 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 196 28,45% Dont câble 64 9,29% Dont boîte extrémité 7 1,02% Dont boîte de jonction 125 18,14% 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 689 100% (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

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 2009. 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

Continuité de fourniture sur le réseau BT A fin 2012, le nombre de départ BT sur le territoire de la concession est de 37 755 soit une longueur totale de 12 566,8 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

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 2007. 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

Analyse des incidents BT en fonction des causes Cause Nombre d incidents Part dans le total des incidents (en %) Défaillance de matériel 136 17,11% Dont défaut de conception 8 1,01% Dont défaut de tirage, montage 4 0,50% Dont défaillance protection 6 0,75% Dont autre défaillance 110 13,84% Dont conducteur déréglé 8 1,01% Dépassement de capacités électriques 218 27,42% 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 143 17,99% 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 795 100% 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 35 000) 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

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 169 21,26% Dont manuelles 166 20,88% Incidents BT avec siège sur branchement BT 25 3,14% Ligne aérienne 176 22,14% 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 125 15,72% Dont accessoire de ligne à conducteurs isolés 1 0,13% Canalisation souterraine BT seule 129 16,23% 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 153 19,25% Dont transformateur 17 2,14% Dont partie HTA 11 1,38% Dont partie BT 125 15,72% 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 795 100% Les incidents survenus sur le réseau BT ont majoritairement affecté les lignes aériennes (22,14%). 42

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 2008 2009 2010 2011 2012 Durée moyenne de coupure par usager et par an 72 164,1 73,5 86,6 76,2 Amont 2,4 47,6 1,7 25,5 11,5 Incident HTA 50,6 99 47,1 40,3 40,2 Travaux HTA 2,2 1,6 9 8 7,2 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%. 2008 2009 2010 2011 2012 Durée moyenne de coupure par usager et par an (en min) 72 164,1 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

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 2008 2009 2010 2011 2012 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

Durée moyenne de coupure en minute par commune Supérieure à 180 min 120-180 min 60-120 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 20 000 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. 2009 2010 2011 2012 Nombre de départs HTA 462 487 508 518 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% 20 873 63,22% 7 676 M 1 726 8 1 734 ESCAR MAZAUG 7,53% 59 566 54,94% 26 838 M 1 581 5 1 586 RASSU ISTRES 7,64% 13 394 0,00% 13 394 S 3 731 3 3 734 M.GOU MOURIE 8,31% 60 059 36,56% 38 103 M 2 915 3 2 918 GARDA POMME 8,99% 41 691 37,93% 25 876 M 3 528 2 3 530 GONTA ROGNES 10,72% 77 616 66,24% 26 202 M 2 515 9 2 524 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

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% 77 616 66,24% 26 202 M 2 515 9 2 524 M.GOU EYGUIE 4,26% 72 592 91,52% 6 153 M 1 014 24 1 038 S.GIR SAMBUC 4,16% 74 536 51,90% 35 848 M 288 38 326 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 2009. 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), 5 651 usagers sont considérés comme mal alimentés en 2010 contre 12 458 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 37 755. 482 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 2011. Ce qui représente 0,7% des usagers de la concession. (619 031 usagers au total). Nombre d usagers mal alimentés 2010 2011 2012 Nombre d usagers dont la tension d alimentation est inférieure au seuil minimal de tension admissible 5 651 4 202 4 359 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% 1 651 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% 1 121 Total 4 359 46

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

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

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

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

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

LES INVESTISSEMENTS DU DISTRIBUTEUR ERDF SUR LA CONCESSION Les investissements du concessionnaires en K 2010 (pro forma) 2011 2012 Raccordements des consommateurs et producteurs 17 887 23 638 26 687 Renforcement, renouvellement et autorisation 24 667 23 843 30 041 Intégration dans l'environnement et sécurisation 5 899 5 506 5 841 (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

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 55 103 115 446 91 800 56 100 20 108 (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 1 139 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 154 587 69 298 7 679 38 144 70 200 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 2011. 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 10 000 euros. Modifié par la prolongation du protocole VRG : ± 1 000 Plus ou moins 8%, pour les travaux correspondants à des coûts exposés supérieurs ou égaux à 10 000 euros et inférieurs à 80 000 euros. Plus ou moins 5%, pour les travaux correspondants à des coûts exposés supérieurs ou égaux à 80 000 euros. 53

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

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

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 2000. 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

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 2010 2011 2012 Evolution 2011/2012 Nombre de contrats total 604 703 613 986 622 842 +1,44% Energie acheminée (en Gwh) 7 280,4 7 229,2 7 204,9-0,34% 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 613 944 6 798 2 100 Energie acheminée (en Gwh) 4 360,1 860,3 1 984,5 Recettes acheminement en M 179 139 506 32 666 232 37 789 859 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 2009-975 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 46-628 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

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 570 046 pour une puissance souscrite de 4 803 MVA. 4 039,4 GWh ont été vendus pour un montant de 364 916 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 6 301 pour une puissance souscrite de 498,6 MVA. 790,1 GWh ont été vendus pour un montant de 71 738 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 2 101 pour une puissance souscrite de 500,6 MVA. 1 278,1 GWh ont été vendus pour un montant de 92 274 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

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 6 207 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 337-9 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

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, 44 418 usagers de la concession ont fait valoir leur droit à l éligibilité (35 873 en 2011). 2012 Nombre de contrats total 44 418 Puissance souscrite en MVA 1 023 Consommation en GWh 822 LES ACTIONS EN FAVEUR DES CLIENTS DéMUNIS Le Maintien d énergie L article 9 de la loi n 2013-312 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

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 1 400 M soit une augmentation de 0,9% par rapport à 2011. En 2012, 7 816 clients démunis ont reçu une aide FSL pour un montant de 1 801 440 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 2013. 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 2 175 (en métropole) et 2 421 (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 2011 2012 Variation Concession SMED13 10 807 17 782 + 64,5% 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. 0 800 650 309 (Précarité) Contrats Des numéros d appel téléphonique sont à la disposition des usagers, pour les appels liés aux contrats (déménagement, facture ). 09 69 39 44 16 ou 09 69 39 33 06 (Particulier) 0 810 333 776 (Professionnel) Dépannage - raccordement Concernant des demandes techniques, deux numéros : 09 72 67 50 13 (Dépannage) 0 810 811 329 (Raccordement) Méls : serviceclients-pads@erdfdistribution.fr ou reclamations-pads@erdfdistribution.fr Adresse postale : Service Clients ERDF - TSA 80265-13729 Marignane Cedex Professionnel Pour obtenir des informations relatives au raccordement : 04 42 29 57 10 Mél : entreprises-pads@erdfdistribution.fr 61

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. 04 42 14 15 43 Mél : erdf-gestionprod-p4-pacaouest@erdfdistribution.fr Adresse postale : Agence Acheminement Electricité PACA OUEST chemin de St Pierre - BP 130-13722 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 : 0 820 031 922 (N indigo tarif consommateur de 0,09 à 0,15 Euro ttc/minute depuis un poste fixe). Site : www.erdfdistribution.fr 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 % 42 411 réclamations écrites de clients finals dont 2 221 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. https://mediateur.edf.fr/ 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.122-1 et suivants du code de l énergie. 62

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 0800 112 212 du lundi au vendredi de 8h30 à 18h00 et un site internet dédié : www.energie-info.fr. Une saisine peut-être aussi réalisée en ligne ou par courrier. En ligne : Accéder directement à la plate-forme SOLLEN. (https://www.sollen.fr/case/submit/step0). Par courrier : Télécharger le formulaire de saisine et le compléter. (http://www.energie-mediateur.fr/fileadmin/user_upload/ 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) 2011 2012 Région EDF 85,2% 88,4% Satisfaction des clients professionnels concernant la fourniture aux TRV 2011 2012 Région EDF 87,8% 89,7% Satisfaction des clients collectivités locales aux TVR 2011 2012 Région EDF 82,0% 85,0% Satisfaction des clients entreprises aux TVR 2011 2012 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 2011 2012 96,7% 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 59252 75443 PARIS Cedex 09 Le dossier soumis doit comprendre tous les éléments nécessaires à son examen (copie des courriers échangés, factures recto-verso, etc.) 63

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

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 44 606 k s ajoutent au patrimoine de la concession en 2012, par rapport à 2011. Evolution de la valeur brute des biens en concession de 2004 à 2012 (en ). 65

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 1995 40 25 40 50 45 30 30 30 30 20 25 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 709 664 k en 2012 a progressé de 23,03% par rapport à 2007 et l amortissement de 508 053 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

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 343 543 129 789 213 754 Canalisation BT 371 386 141 860 229 526 Postes HTA/BT 125 707 73 119 52 588 Comptages 64 268 39 357 24 910 Branchements 236 242 85 628 150 614 Transformateurs 42 501 22 662 19 838 Autres ouvrages 34 066 15 635 18 431 Ensemble des ouvrages 1 217 713 508 050 709 664 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 2012. Il a augmenté de 0,5 point par rapport à l exercice 2011. 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

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 64 268 39 357 24 910 Branchements 236 242 85 628 150 614 Transformateurs 42 501 22 662 19 838 Autres biens non localisés 5 515 1 774 3 741 Total 348 527 149 422 199 105 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 2011. 68

Les ouvrages localisés de la concession Les dernières données fournies sont datées de la fin de l exercice 2012. 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 12 345 335 371 386 750 141 860 417 229 526 333 Torsadé 6 347 723 111 952 251 50 049 153 61 903 097 Aérien nu 517 695 4 086 873 3 883 791 203 082 Souterrain 5 479 917 255 347 627 87 927 473 167 420 154 Canalisation HTA 7 467 575 343 543 903 129 789 224 213 754 679 Torsadé 10 153 755 650 366 248 389 402 Aérien nu 2 668 464 45 768 813 29 180 164 16 588 649 Souterrain 4 788 958 297 019 440 100 242 812 196 776 628 Autres 13 994 28 546 194 13 861 001 14 685 193 Poste HTA/BT 125 707 178 73 118 674 52 588 504 Total général 869 184 026 358 629 316 510 554 709 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 2011. 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

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 870 8 464 28 293 7,05% 2,28% Souterrain 2 13 45 0,04% 0,01% Aérien nu 481 3 496 11 843 92,85% 85,54% Torsadé 387 4 955 16 405 7,06% 1,94% Canalisation HTA 1 319 8 098 37 776 17,67% 2,36% Souterrain 1 23 136 11,63% 3,05% Aérien nu 1 167 5 155 26 378 43,75% 11,26% Torsadé 151 2 920 11 262 3,15% 0,98% Poste HTA/BT 16 579 34 416 13,19% Autres 2 362 2 883 8,28% Total général 35 503 103 368 4,08% 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 2012. 70

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 2011. 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 2012. 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

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 2010. 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 31/12/2012 + Droits en nature (Contre-valeur des biens a 666 728 689 298 709 664 concédés) + Droits en espèce (Amortissement du financement du b 176 944 187 305 196 429 concédant) - Créance en espèce (valeur nette comptable c 384 694 404 155 415 392 des financements ERDF) Total =(a+b)-c 458 979 472 447 490 701 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

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

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 2009. 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 60 405 k. 74

Estimation du ticket de sortie sans réévaluation au TMO Estimation sans réévaluation au TMO 2009 2010 2011 2012 Valeur non amortie des ouvrages financés par le a 363 479 k 384 693 k 404 156 k 415 392 k concessionnaire Provisions pour renouvellement b 180 094 k 183 404 k 172 075 k 158 558 k Amortissement des ouvrages financés par le c 166 572 k 176 944 k 187 305 k 196 429 k concédant Ticket de sortie =(a-b)-c 16 813 k 24 345 k 44 776 k 60 405 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

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 2013. 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

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 2 678,61 2 661,62 16,99 0,63 Dont torsadé 10,15 9,55 0,60 5,91 Dont Aérien nu 2 668,46 2 652,07 16,39 0,61 Souterrain 4 788,95 4 842,46 53,51 1,10 Total 7 467,56 7 504,08 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

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 4 829 7 809 2 980 61,71% La PENNE-SUR-HUVEAUNE 126 192 66 52,38% CARNOUX-EN-PROVENCE 1 689 2 554 865 51,21% SAINT-MARC-JAUMEGARDE 1 495 2 100 605 40,47% ROQUEFORT-LA-BÉDOULE 17 033 10 603 6 430 37,75% SAINT-SAVOURNIN 1 583 2 131 548 34,65% SEPTÈMES-LES-VALLONS 6 332 8 315 1 983 31,31% PLAN-DE-CUQUES 3 042 2 103 939 30,87% GRÉASQUE 4 881 6 327 1 446 29,63% BOUC-BEL-AIR 10 038 12 950 2 912 29,01% SAUSSET-LES-PINS 8 138 10 370 2 232 27,43% SAINT-VICTORET 5 326 3 921 1 405 26,38% LES BAUX-DE-PROVENCE 1 319 1 643 324 24,56% 78

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 * 4 114 850 3 264 79,34% ALLAUCH 74 171 107 231 33 060 44,57% BEAURECUEIL 2 277 3 082 805 35,35% CUGES-LES-PINS 15 039 10 905 4 134 27,49% *En 2012, sur la commune de Saint-Estève-Janson, inscription dans l inventaire comptable de la création de 511 m et 2 754 m de réseaux souterrains non reportée dans l inventaire technique. 79

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 6 865,41 6 768,56 96,85 1,43 Dont torsadé 6 347,72 6 348,72 1,00 0,01 Dont Aérien nu 517,69 419,83 97,86 23,30 Souterrain 5 479,91 5 798,26 318,35 5,49 Total 12 345,32 12 566,82 221,50 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

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 891 35 856 96,07% CARRY-LE-ROUET 888 36 852 95,95% AURONS 876 69 807 92,12% MEYREUIL 1 142 125 1 017 89,05% PUYLOUBIER 1 877 208 1 669 88,92% CEYRESTE 759 95 664 87,48% GRÉASQUE 471 71 400 84,93% PEYPIN 419 65 354 84,49% ENSUÈS-LA-REDONNE 1 290 232 1 058 82,02% CHÂTEAUNEUF-LE-ROUGE 1 069 216 853 79,79% LE THOLONET 951 217 734 77,18% MIMET 4 151 949 3 202 77,14% CORNILLON-CONFOUX 1 144 272 872 76,22% GRANS 4 270 1 117 3 153 73,84% LA ROQUE-D'ANTHÉRON 1 886 498 1 388 73,59% LA DESTROUSSE 240 66 174 72,50% VENELLES 1 217 367 850 69,84% CARNOUX-EN-PROVENCE 1 845 566 1 279 69,32% CASSIS 881 273 608 69,01% CUGES-LES-PINS 542 182 360 66,42% ROGNES 3 678 1 252 2 426 65,96% SIMIANE-COLLONGUE 1 417 546 871 61,47% AURIOL 2 402 949 1 453 60,49% BELCODÈNE 2 452 1 020 1 432 58,40% ROQUEVAIRE 958 420 538 56,16% SAINT-MITRE-LES-REMPARTS 2 971 1 381 1 590 53,52% 81

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 15 926 13 425 2 501 18,63% SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE 6 045 7 168 1 123 15,67% SAINT-ESTÈVE-JANSON 1 697 1 498 199 13,28% SAINT-MARC-JAUMEGARDE 5 893 5 301 592 11,17% AUREILLE 16 035 14 476 1 559 10,77% AURONS 7 219 6 556 663 10,11% 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 6 415 8 620 2 205 34,37% AUREILLE 20 820 15 939 4 881 30,62% VERNÈGUES 10 878 14 042 3 164 29,09% LAMANON 7 911 9 568 1 657 20,95% BERRE-L'ÉTANG 40 324 48 511 8 187 20,30% GIGNAC-LA-NERTHE 39 875 47 617 7 742 19,42% MALLEMORT 38 077 45 358 7 281 19,12% LE PUY-SAINTE-RÉPARADE 24 495 28 928 4 433 18,10% LA FARE-LES-OLIVIERS 36 701 42 917 6 216 16,94% GRANS 17 197 20 079 2 882 16,76% PEYROLLES-EN-PROVENCE 28 773 33 571 4 798 16,68% ROGNONAS 28 371 33 016 4 645 16,37% PEYPIN 19 760 22 925 3 165 16,02%

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 27 248 K (contre 17 126 K en 2011) y compris la contribution à l équilibre, soit 9% du total des produits. Produits détaillés (en k ) 2011 2012 % du total des produits Mode de répartition principal pour la concession Production de biens 106 32 358 Au prorata du nombre de clients Production de service 247 942 265 181 87,6% Recettes d acheminement 230 342 245 896 81,3% Affectation directe à la concession Dont clients HTA 37 710 38 887 15,8% Affectation directe à la concession Dont clients BT ayant une puissance souscrite 36 kva 173 467 179 601 73,0% Affectation directe à la concession Dont clients BT ayant une puissance souscrite > 36 kva 30 030 31 963 13,0% Affectation directe à la concession Dont autres -10 865-4 555-1,9% Affectation directe à la concession Recettes de raccordements et prestations 12 902 14 257 4,7% Dont raccordements 9 013 10 394 72,9% Au prorata du nombre de clients Dont prestations 3 889 3 864 27,1% Affectation directe à la concession Autres recettes 4 698 5 028 1,7% Au prorata du nombre de clients Chiffre d affaires net 248 048 265 181 Autres produits 35 943 37 386 12,4% Production stockée et immobilisée 25 262 27 330 73,1% Affectation directe à la concession Reprises sur amortissements et provisions 9 487 8 549 2,8% Au prorata du nombre de clients Autres produits divers 1 193 1 508 4,0% Au prorata du nombre de clients Total des produits 283 991 302 567 100% Charges détaillées (en k ) 2011 2012 % du total des charges Consommation de l exercice en provenance des tiers 135 707 142 406 53,6% Mode de répartition principal pour la concession Accès réseau amont 62 888 65 971 46,3% Au prorata du nombre de kwh facturés Achats d énergie pour couvrir les pertes sur le réseau 31 155 31 466 22,1% Au prorata du nombre de kwh facturés Redevance de concession 1 219 814 0,6% Affectation directe à la concession Autres consommations externes 40 445 44 156 31,0% Au prorata du nombre de kwh facturés Impôts, taxes et versements assimilés 14 182 15 134 5,7% Contribution au Facé 8 855 9 443 62,4% Au prorata des kwh acheminés en BT (formule Facé) Autres impôts et taxes 5 328 5 691 37,6% Au prorata du nombre de clients Charges de personnel 42 860 45 763 17,2% Clé de production stockée immobilisée /Longueur du réseau/nb de clients Dotations d exploitation 48 096 49 733 18,7% Dotation aux amortissements DP 31 033 31 966 64,3% Affectation directe à la concession Dotation aux provisions DP 5 779 5 082 10,2% Affectation directe à la concession Autres dotations d exploitation 11 284 12 685 25,5% Au prorata du nombre de clients Autres charges 5 051 5 277 2,0% Au prorata du nombre de clients Charges centrales 6 919 7 146 2,7% Total des charges 252 815 265 460 100% Contribution à l équilibre (en k ) 14 051 9 859 Total des produits - Total des charges (y compris contribution à l équilibre) (en k ) 17 126 27 248 83

Répartition des produits d exploitation selon leur mode de calcul Affectation directe à la concession 25 477 k 8,0% Affectation à la clé 277 090 k 92,0% Répartition des charges d exploitation selon leur mode de calcul Affectation à la clé 218 155 k 82,0% Affectation directe à la concession 47 305 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

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 [0.15 + 0.85 ING / ING0] 85

Où les coefficients CR et CU se définissent comme suit : La population rurale de la concession PCR est inférieure à 150 000 habitants et la population départementale PDR est inférieure à 150 000 habitants. CR = 0.2 + PCR x 0.8 PDR La population urbaine de la concession PCU est au moins égale à 150 000 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 100 000 habitants, le montant R1 ne peut être inférieur à : 600 000 x [0.15 + 0.8 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 : 2 500 000 x [0.15 + 0.8 ING/INGo] francs Ce plafond est porté à 3 000 000 x [0.15 + 0.8 ING/INGo] francs si la concession regroupe toutes les communes du département desservies par ERDF. Une conversion en euros est ensuite nécessaire. 86

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 + 0.74B + 0.30E 0.5T) (1 + PC/PD) x (0.005D + 0.125) Étant précisé que R2 ne peut être que positif ou nul. 87

La veille juridique et la mise en conformité du cahier des charges de concession Arrêté du 4 janvier 2012 pris en application de l article 4 du décret n 2010-1022 du 31 août 2010 relatif aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics d électricité : fixe les fonctionnalités des dispositifs de comptage évolués mis en place par les gestionnaires de transport et de distribution de réseaux électriques. Décret n 2012-38 du 10 janvier 2012 fixant le barème des indemnités dues en cas de dépassement des délais d envoi de la convention de raccordement ou de réalisation du raccordement des installations de production d électricité à partir de sources d énergie renouvelable d une puissance inférieure ou égale à trois kilovoltampères. Dans les conditions fixées au premier alinéa de l article L. 342-3 du code de l énergie, les indemnités dues au demandeur de raccordement par le gestionnaire du réseau public de distribution, en cas de dépassement du délai d envoi de la convention de raccordement ou du délai de raccordement au réseau public de distribution d électricité d une installation de production d électricité à partir de sources d énergie renouvelable d une puissance installée inférieure ou égale à 3 kilovoltampères, sont fixées : 1. A 30 euros en cas de dépassement du délai fixé à un mois pour l envoi de la convention de raccordement, à compter de la réception de la demande complète de raccordement ; 2. A 50 euros en cas de dépassement du délai fixé à deux mois pour effectuer le raccordement au réseau public de distribution, à compter de la réception, par le gestionnaire du réseau public de distribution, de l acceptation de la convention de raccordement par le demandeur et, le cas échéant, à 50 euros par mois complet supplémentaire de dépassement du délai précité. Décret n 2012-62 du 20 janvier 2012 relatif aux garanties d origine de l électricité produite à partir de sources renouvelables ou par cogénération : la garantie d origine est le document électronique qui prouve au client final que l énergie a été produite à partir de sources renouvelables ou par cogénération. Arrêté du 27 janvier 2012 précisant les modalités d application de l article 3 du décret n 2011-1697 du 1 er décembre 2011 relatif aux ouvrages des réseaux publics d électricité et des autres réseaux d électricité et au dispositif de surveillance et de contrôle des ondes électromagnétiques : lorsque les travaux de construction d un ouvrage d un réseau public de distribution d électricité ou d un ouvrage en basse ou moyenne tension d une concession de distribution d électricité aux services publics sont soumis à approbation, conformément à l article 3 du décret du 1 er décembre 2011, le maître d ouvrage consulte, en tant que de besoin, en fonction de la nature du projet, tout ou partie des services et autorités concernés. Décret n 2012-309 du 6 mars 2012 relatif à l automatisation des procédures d attribution des tarifs sociaux de l électricité et du gaz naturel : la procédure d attribution des tarifs sociaux de l électricité et du gaz, bien que simplifiée, était un frein à l accès à ces tarifs pour certains ménages en grande difficulté sociale. La procédure est modifiée afin que ces tarifs soient accordés aux ayants droit, sauf opposition de leur part, sans que ceux-ci aient à renseigner un formulaire. Le décret modifie les décrets du 8 avril 2004 relatif à la tarification spéciale de l électricité et du 13 août 2008 relatif à la fourniture de gaz naturel au tarif spécial de solidarité pour organiser le croisement et l exploitation des fichiers et informations des organismes d assurance maladie, des fournisseurs, des cocontractants des fournisseurs de chaufferie de gaz alimentant des immeubles résidentiels et des gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel. En outre, afin de prévenir les ruptures de droits principalement pour les personnes qui auraient omis de faire reconduire leurs droits à la CMU complémentaire qui conditionnent l octroi des tarifs sociaux de l électricité et du gaz, les droits à ces tarifs sont automatiquement prolongés de six mois, les intéressés étant parallèlement informés de la nécessité de faire reconduire leurs droits à la CMU complémentaire. 88

Arrêté du 18 avril 2012 relatif aux factures de fourniture d électricité ou de gaz naturel à leurs modalités de paiement et aux conditions de report ou de remboursement des trop-perçus : fixe les conditions de présentation des factures de fourniture de gaz naturel et d électricité, fixe les modes de paiement offerts au client par le fournisseur et leurs modalités, précise les délais de remboursement ou les conditions de report des trop-perçus et leur identification, prévoit comment le fournisseur indique sur quelle base repose son estimation, prévoit de mentionner la période au cours de laquelle le consommateur peut transmettre ses index et les modalités de cette transmission pour qu ils soient pris en compte dans l émission de la facture suivante. Décret n 2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables, prévus par l article L. 321-7 du code de l énergie. Les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables, institués par la loi n 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l environnement, définissent les ouvrages à créer ou à renforcer pour atteindre les objectifs fixés par les schémas régionaux du climat, de l air et de l énergie en matière d énergies renouvelables. Ils définissent également un périmètre de mutualisation entre les producteurs du coût des ouvrages électriques à construire afin de permettre l évacuation de l électricité produite à partir de sources d énergies renouvelables. Ces schémas sont élaborés par le gestionnaire du réseau public de transport d électricité, en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution concernés, en fonction des objectifs de développement des énergies renouvelables fixés par les schémas régionaux du climat, de l air et de l énergie. Ils sont approuvés par le préfet de région concerné. Le décret précise la composition de ces schémas, leurs modalités d approbation, précise la gestion des capacités d accueil prévues ainsi que les modalités financières de raccordement des producteurs d électricité. Arrêté du 20 juillet 2012 relatif aux tarifs réglementés de vente de l électricité. Les tarifs réglementés de vente hors taxes de l électricité mentionnés à l article L. 337-1 du code de l énergie susvisé et définis par l arrêté du 28 juin 2011 susvisé sont augmentés en moyenne : De + 2,0 % pour le tarif bleu ; De + 2,0 % pour le tarif jaune ; De + 2,0 % pour le tarif vert. Décret n 2012-980 du 21 août 2012 relatif au conseil à l électrification rurale. Un système d aide aux collectivités territoriales pour l électrification rurale a été créé en 1936, dont la gestion a longtemps été confiée à un fonds d amortissement des charges d électrification fonctionnant conformément au I de l article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales. L article 7 de la loi de finances rectificative du 28 décembre 2011 a créé un compte d affectation spéciale pour le financement de ces aides et modifié le code général des collectivités territoriales, qui prévoit désormais que les aides à l électrification rurale sont réparties après avis d un conseil composé notamment, dans la proportion des deux cinquièmes au moins, de représentants des collectivités territoriales et des établissements publics maîtres d ouvrage de travaux. Le conseil du fonds d amortissement des charges d électrification mentionné aux articles 12 à 15 du décret du 14 octobre 1947 n est plus conforme à la loi en termes de composition. Le décret précise la composition et le fonctionnement du nouveau conseil à l électrification rurale ayant vocation à être consulté en matière d aides à l électrification rurale. Décret n 2012-1003 du 28 août 2012 modifiant le décret n 2007-1826 du 24 décembre 2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de distribution et de transport d électricité : le décret simplifie les procédures d évaluation de la qualité de la continuité de l alimentation électrique sur les réseaux publics d électricité. Il met fin à la possibilité pour les collectivités organisatrices des réseaux publics d électricité de différencier les niveaux minima de qualité à atteindre en fonction de zones géographiques. Décret n 2012-1405 du 14 décembre 2012 relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d approvisionnement en électricité et portant création d un mécanisme d obligation de capacité dans le secteur de l électricité. Ce dispositif fait reposer sur les fournisseurs l obligation de prouver leur capacité à alimenter en électricité leurs clients afin d atteindre l objectif de sécurité d approvisionnement. Arrêté du 3 août 2012, actualisant pour 2013, les limites supérieures des coefficients multiplicateurs des taxes locales sur la consommation finale d électricité. Cet arrêté détermine les limites supérieures des coefficients multiplicateurs du tarif des taxes locales sur la consommation finale d électricité applicable à compter de 2013. Les communes ou les groupements qui leur sont substitués peuvent décider d appliquer par voie de délibération un coefficient multiplicateur compris entre 0 et 8,28 et les départements un coefficient multiplicateur compris entre 2 et 4,14. 89

Les annexes Les inventaires technique et comptable par commune 90

Les inventaires technique et comptable par commune Commune INVENTAIRE TECHNIQUE DES RESEAUX HTA, BT ET POSTE - 2012 Longueur totale de réseau HTA (en m) Longueur de réseau HTA aérien nu (en m) Longueur de réseau HTA torsadé (en m) Longueur de réseau HTA souterrain (en m) Longueur totale de réseau BT (en m) Longueur de réseau BT aérien nu (en m) Longueur de réseau BT torsadé (en m) Longueur de réseau BT souterrain (en m) AIX-EN-PROVENCE 609 750 152 361 86 457 303 1 117 593 28 752 524 926 563 915 1 116 ALLAUCH 113 650 6 419 0 107 231 179 310 5 382 102 309 71 619 128 ALLEINS 23 535 15 907 0 7 628 43 446 784 28 942 13 720 34 ARLES 624 408 354 384 411 269 614 642 849 49 719 319 711 273 419 595 AUBAGNE 182 367 50 578 1 110 130 680 356 213 5 603 200 930 149 680 349 AUREILLE 14 437 5 612 0 8 825 31 461 1 046 14 476 15 939 21 AURIOL 86 465 17 680 0 68 785 162 109 949 116 554 44 606 108 AURONS 8 276 7 101 0 1 175 11 417 69 6 556 4 792 11 BARBENTANE 29 671 10 982 0 18 689 67 510 4 087 40 409 23 014 48 BEAURECUEIL 9 705 6 623 0 3 082 16 603 220 10 733 5 650 13 BELCODENE 23 252 12 089 328 10 835 27 198 1 020 17 558 8 620 21 BERRE-L'ETANG 105 853 37 658 7 68 188 134 729 7 662 78 556 48 511 117 BOUC-BEL-AIR 74 056 12 950 180 60 926 158 472 1 427 72 067 84 978 120 BOULBON 20 783 11 533 0 9 250 34 656 1 099 20 287 13 270 32 CABANNES 26 855 12 609 0 14 246 66 281 1 352 39 317 25 612 44 CABRIES 71 018 35 065 0 35 952 130 974 922 67 814 62 238 112 CADOLIVE 4 183 2 116 203 1 864 22 587 629 15 373 6 585 13 CARNOUX-EN-PROVENCE 18 976 2 554 0 16 422 52 777 566 8 780 43 431 37 CARRY-LE-ROUET 23 253 3 468 0 19 785 63 323 36 34 757 28 530 46 CASSIS 62 063 7 809 0 54 254 89 835 273 43 338 46 224 87 CEYRESTE 16 334 4 724 0 11 610 60 211 95 38 671 21 445 33 CHARLEVAL 16 216 10 244 0 5 972 34 378 1 736 13 425 19 217 23 CHATEAUNEUF-LE-ROUGE 18 373 4 105 0 14 268 38 687 216 13 211 25 260 32 CHATEAUNEUF-LES-MARTIGUES 97 947 19 243 0 78 704 133 916 2 753 61 774 69 389 86 CHATEAURENARD 103 070 30 450 0 72 621 219 382 8 797 113 031 97 554 162 CORNILLON-CONFOUX 17 671 11 688 0 5 984 35 125 272 24 508 10 345 30 COUDOUX 15 756 8 843 0 6 913 41 557 2 451 15 776 23 330 36 CUGES-LES-PINS 24 320 12 871 544 10 905 58 285 182 44 971 13 132 41 EGUILLES 76 834 18 071 815 57 948 126 616 1 737 78 682 46 197 95 ENSUES-LA-REDONNE 39 590 8 515 0 31 075 55 349 232 33 592 21 525 42 EYGALIERES 41 132 20 477 0 20 655 85 514 1 352 44 170 39 992 62 EYGUIERES 57 410 29 602 0 27 808 104 407 3 850 51 653 48 904 78 EYRAGUES 38 288 12 682 0 25 606 85 886 3 504 51 090 31 292 57 FONTVIEILLE 39 588 17 440 0 22 148 70 499 3 383 37 163 29 953 53 FOS-SUR-MER 187 007 42 825 0 144 181 137 858 3 325 28 212 106 321 126 FUVEAU 64 968 38 131 696 26 141 154 155 4 212 112 346 37 597 116 GARDANNE 87 045 31 477 99 55 469 192 607 2 858 108 121 81 628 150 GEMENOS 37 267 6 441 171 30 655 91 034 388 37 172 53 474 68 GIGNAC-LA-NERTHE 39 503 3 680 0 35 823 92 679 2 669 42 393 47 617 63 GRANS 44 636 25 688 0 18 949 88 289 1 117 67 093 20 079 73 GRAVESON 39 094 9 820 0 29 274 81 915 1 231 45 123 35 561 61 GREASQUE 16 574 6 327 0 10 247 46 184 71 30 343 15 770 21 ISTRES 221 561 84 146 0 137 415 315 200 12 674 114 577 187 949 286 JOUQUES 68 341 41 074 21 27 246 107 086 8 074 73 931 25 081 86 LA BARBEN 11 393 7 486 0 3 907 15 464 314 10 888 4 262 14 LA BOUILLADISSE 21 598 7 259 0 14 339 74 086 574 56 224 17 288 47 LA CIOTAT 177 123 12 586 0 164 537 298 942 16 146 124 502 158 294 261 LA DESTROUSSE 12 651 2 460 0 10 191 34 320 66 21 424 12 830 22 LA FARE-LES-OLIVIERS 31 598 8 014 0 23 584 80 907 1 538 36 452 42 917 46 LAMANON 27 425 20 817 0 6 608 30 507 3 174 17 765 9 568 33 LAMBESC 104 827 50 364 0 54 463 152 648 5 355 99 600 47 693 116 LANCON-PROVENCE 82 854 52 062 0 30 792 117 758 2 456 55 820 59 482 114 LA PENNE-SUR-HUVEAUNE 16 746 192 0 16 554 41 278 795 22 099 18 384 36 LA ROQUE-D'ANTHERON 46 477 17 111 1 638 27 727 57 685 498 29 288 27 899 49 LE PUY-SAINTE-REPARADE 46 129 31 389 0 14 740 91 281 12 240 50 113 28 928 70 LE ROVE 23 986 10 564 0 13 422 50 848 1 567 30 252 19 029 34 LES BAUX-DE-PROVENCE 23 446 1 643 0 21 803 26 833 861 7 069 18 903 25 LES PENNES-MIRABEAU 109 932 24 202 0 85 730 222 070 2 163 116 390 103 517 173 LE THOLONET 19 930 6 615 0 13 315 46 812 217 26 604 19 991 42 Postes 91

Commune INVENTAIRE TECHNIQUE DES RESEAUX HTA, BT ET POSTE - 2012 Longueur totale de réseau HTA (en m) Longueur de réseau HTA aérien nu (en m) Longueur de réseau HTA torsadé (en m) Longueur de réseau HTA souterrain (en m) Longueur totale de réseau BT (en m) Longueur de réseau BT aérien nu (en m) Longueur de réseau BT torsadé (en m) Longueur de réseau BT souterrain (en m) MAILLANE 25 360 15 308 0 10 052 52 444 1 389 32 589 18 466 34 MALLEMORT 90 376 24 249 0 66 127 108 262 4 915 57 989 45 358 82 MARIGNANE 88 956 4 099 15 84 842 220 777 10 278 69 547 140 952 153 MARTIGUES 205 415 26 253 0 179 163 370 380 3 410 162 965 204 005 298 MAS-BLANC-DES-ALPILLES 3 713 3 263 0 450 9 827 680 4 645 4 502 6 MAUSSANE-LES-ALPILLES 37 098 16 484 0 20 614 61 286 1 052 24 507 35 727 50 MEYRARGUES 74 964 46 631 0 28 333 60 794 2 575 35 923 22 296 52 MEYREUIL 33 245 13 578 428 19 239 97 544 125 62 207 35 212 67 MIMET 23 640 9 223 0 14 417 65 205 949 46 304 17 952 48 MIRAMAS 101 828 12 160 0 89 668 171 310 12 828 56 889 101 593 134 MOLLEGES 20 124 10 025 0 10 099 48 262 1 731 25 957 20 574 37 MOURIES 42 166 23 635 0 18 531 68 207 2 059 36 967 29 181 60 NOVES 50 411 22 218 0 28 193 102 859 2 561 68 327 31 971 77 ORGON 33 904 12 602 0 21 302 60 483 2 514 39 217 18 752 47 PARADOU 21 905 5 559 0 16 346 35 954 582 12 237 23 135 27 PELISSANNE 47 084 20 214 0 26 870 115 197 5 718 67 605 41 874 84 PEYNIER 48 680 13 685 279 34 716 59 081 647 36 624 21 810 41 PEYPIN 33 650 13 517 239 19 894 57 566 65 34 576 22 925 57 PEYROLLES-EN-PROVENCE 41 095 17 558 0 23 537 65 952 3 472 28 909 33 571 46 PLAN-DE-CUQUES 22 163 2 103 0 20 060 72 495 1 551 34 251 36 693 61 PLAN-D'ORGON 51 445 9 972 0 41 473 68 866 2 846 40 311 25 709 48 PORT-DE-BOUC 59 827 8 821 0 51 006 107 168 6 242 40 664 60 262 97 PORT-SAINT-LOUIS-DU-RHONE 73 625 18 421 0 55 204 70 030 7 587 19 298 43 145 75 PUYLOUBIER 36 294 13 214 0 23 080 42 269 208 24 484 17 577 38 ROGNAC 70 049 19 458 0 50 590 107 133 3 634 41 635 61 864 76 ROGNES 66 086 45 800 0 20 286 114 941 1 252 91 679 22 010 90 ROGNONAS 27 400 2 899 0 24 501 60 257 1 407 25 834 33 016 35 ROQUEFORT-LA-BEDOULE 41 266 10 603 0 30 664 55 895 782 20 406 34 707 52 ROQUEVAIRE 40 623 18 686 1 186 20 751 120 336 420 93 901 26 015 82 ROUSSET 83 354 11 425 264 71 665 73 741 5 149 38 909 29 683 66 SAINT-ANDIOL 31 344 17 340 30 13 975 62 091 2 298 37 481 22 312 54 SAINT-ANTONIN-SUR-BAYON 11 321 9 554 0 1 767 9 120 0 5 760 3 360 11 SAINT-CANNAT 44 047 25 114 0 18 933 88 567 1 947 45 852 40 768 83 SAINT-CHAMAS 41 828 23 011 0 18 817 88 002 9 682 43 746 34 574 71 SAINTES-MARIES-DE-LA-MER 100 122 21 780 0 78 343 73 103 1 382 6 730 64 991 73 SAINT-ESTEVE-JANSON 5 363 4 513 0 850 7 872 0 1 498 6 374 8 SAINT-ETIENNE-DU-GRES 27 678 19 043 0 8 635 55 768 2 768 31 340 21 660 42 SAINT-MARC-JAUMEGARDE 14 503 2 100 0 12 403 23 401 35 5 301 18 065 19 SAINT-MARTIN-DE-CRAU 197 788 118 897 0 78 891 171 662 5 064 64 922 101 676 210 SAINT-MITRE-LES-REMPARTS 30 758 12 899 0 17 859 67 805 1 381 33 373 33 051 55 SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE 13 677 2 705 0 10 972 19 974 33 7 168 12 773 19 SAINT-PIERRE-DE-MEZOARGUES 4 611 848 0 3 763 11 644 790 9 123 1 731 7 SAINT-REMY-DE-PROVENCE 130 067 57 517 0 72 550 239 653 15 954 142 595 81 104 172 SAINT-SAVOURNIN 11 812 2 131 0 9 681 30 830 114 19 359 11 357 21 SAINT-VICTORET 33 361 3 921 0 29 440 59 951 1 779 21 370 36 802 43 SALON-DE-PROVENCE 200 838 72 820 0 128 018 352 147 28 748 148 679 174 720 322 SAUSSET-LES-PINS 34 255 10 370 0 23 885 69 873 535 17 800 51 538 67 SENAS 67 131 32 505 53 34 573 107 001 7 077 69 132 30 792 87 SEPTEMES-LES-VALLONS 38 630 8 315 725 29 590 75 160 938 38 115 36 107 59 SIMIANE-COLLONGUE 24 145 11 767 28 12 350 76 609 546 52 728 23 335 49 TARASCON 142 549 62 841 0 79 709 189 773 9 818 109 413 70 542 158 TRETS 82 413 45 718 0 36 695 170 911 1 820 116 759 52 332 118 VAUVENARGUES 17 931 6 813 0 11 118 23 086 1 343 11 745 9 998 22 VELAUX 42 415 18 567 0 23 848 105 109 4 061 41 519 59 529 80 VENELLES 40 352 18 175 0 22 177 92 765 367 33 188 59 210 83 VENTABREN 50 067 20 953 0 29 114 93 126 4 628 56 449 32 049 78 VERNEGUES 18 873 9 955 0 8 918 26 254 338 11 874 14 042 26 VERQUIERES 9 394 4 365 0 5 029 14 939 159 6 318 8 462 15 VITROLLES 143 878 19 048 0 124 829 228 511 866 35 121 192 524 263 Total 7 504 097 2 652 074 9 556 4 842 467 12 566 829 419 839 6 348 725 5 798 265 10 449 Postes 92

Commune Longueur (m) Inventaire comptable des réseaux BT - 2012 Aérien nu Torsadé Souterrain Total Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) AIX-EN-PROVENCE 37 168 445 265 1 339 235 529 237 10 401 106 14 559 163 534 559 23 175 419 31 640 049 1 100 964 34 021 790 47 538 447 ALLAUCH 4 999 8 888 55 321 101 398 1 801 493 2 655 909 70 223 3 321 274 4 511 183 176 620 5 131 656 7 222 413 ALLEINS 1 137 7 318 21 726 27 256 486 421 720 245 13 530 753 356 924 260 41 923 1 247 094 1 666 230 ARLES 49 650 156 715 673 166 322 543 4 632 893 7 488 890 268 442 11 794 895 16 980 605 640 635 16 584 503 25 142 661 AUBAGNE 10 084 153 222 432 934 198 540 4 058 042 6 002 744 145 394 7 610 560 10 161 866 354 018 11 821 824 16 597 545 AUREILLE 981 1 245 6 616 16 035 230 823 343 598 20 820 891 674 1 099 553 37 836 1 123 742 1 449 767 AURIOL 2 402 33 061 79 542 116 529 2 118 233 3 096 189 42 777 2 497 628 3 123 322 161 708 4 648 921 6 299 053 AURONS 876 984 5 139 7 219 198 943 264 517 4 412 170 494 221 011 12 507 370 421 490 667 LA BARBEN 556 1 786 11 160 10 093 167 258 230 317 4 533 345 239 379 953 15 182 514 282 621 429 BARBENTANE 4 123 15 215 91 345 41 048 552 402 906 071 21 585 1 250 101 1 668 344 66 756 1 817 718 2 665 761 LES BAUX-DE-PROVENCE 868 4 749 21 688 6 542 93 913 154 492 18 861 822 508 1 318 678 26 271 921 170 1 494 858 BEAURECUEIL 311 2 464 8 188 10 774 135 575 220 380 5 713 274 160 330 229 16 798 412 199 558 797 BELCODENE 2 452 25 188 68 798 18 276 228 288 374 034 6 415 525 059 616 821 27 143 778 535 1 059 653 BERRE-L'ETANG 11 860 41 466 154 277 77 540 1 283 351 1 853 818 40 324 2 387 144 3 187 477 129 724 3 711 962 5 195 572 BOUC-BEL-AIR 2 856 37 486 119 113 72 419 1 353 965 2 085 634 80 608 3 457 746 4 662 900 155 883 4 849 197 6 867 647 LA BOUILLADISSE 976 16 531 50 674 56 011 916 306 1 458 582 16 418 857 999 1 060 377 73 405 1 790 836 2 569 633 BOULBON 1 242 3 819 13 179 19 512 287 205 407 523 12 922 587 398 736 772 33 676 878 422 1 157 475 CABANNES 1 235 7 868 26 321 38 852 659 935 962 982 23 318 953 451 1 342 916 63 405 1 621 254 2 332 219 CABRIES 1 612 23 822 77 720 68 149 1 222 835 1 807 293 61 779 2 246 660 3 117 305 131 540 3 493 317 5 002 319 CADOLIVE 733 2 355 14 712 15 298 240 678 388 001 6 500 469 494 576 822 22 531 712 527 979 536 CARRY-LE-ROUET 888 3 743 14 053 34 360 564 471 841 486 26 538 1 297 362 1 862 608 61 786 1 865 577 2 718 147 CARNOUX-EN-PROVENCE 1 845 12 880 39 154 9 539 176 464 219 828 41 058 1 616 441 2 158 753 52 442 1 805 785 2 417 734 CASSIS 881 15 336 41 519 42 137 839 827 1 142 423 45 276 2 375 464 3 378 487 88 294 3 230 627 4 562 429 CEYRESTE 759 12 593 37 879 38 490 650 491 999 064 18 665 1 300 610 1 593 195 57 914 1 963 693 2 630 138 CHARLEVAL 2 672 5 757 18 901 15 926 292 816 375 347 16 879 903 984 1 065 466 35 477 1 202 557 1 459 715 CHATEAUNEUF-LE-ROUGE 1 069 9 860 24 758 12 334 143 500 245 732 23 416 1 029 005 1 270 136 36 819 1 182 365 1 540 626 CHATEAUNEUF-LES-MARTIGUES 4 192 10 612 50 160 64 822 1 038 819 1 531 547 60 847 3 348 736 4 323 974 129 861 4 398 168 5 905 681 CHATEAURENARD 9 984 123 649 410 848 116 282 1 855 601 3 131 936 93 142 4 925 784 6 431 307 219 408 6 905 035 9 974 091 LA CIOTAT 15 465 161 572 495 727 127 116 2 316 346 3 374 871 155 362 7 376 129 10 072 784 297 943 9 854 048 13 943 382 CORNILLON-CONFOUX 1 144 6 383 20 875 24 092 380 245 599 801 9 800 617 863 717 310 35 036 1 004 491 1 337 987 COUDOUX 2 955 31 803 103 184 16 480 214 196 372 312 22 837 936 652 1 294 703 42 272 1 182 651 1 770 198 CUGES-LES-PINS 542 9 022 27 354 45 515 1 164 844 1 501 165 13 099 736 273 865 980 59 156 1 910 140 2 394 500 LA DESTROUSSE 240 3 250 10 338 21 725 495 583 699 185 11 891 733 267 904 175 33 856 1 232 100 1 613 699 EGUILLES 1 977 25 499 84 992 77 639 1 431 545 2 253 036 44 539 1 938 183 2 529 622 124 155 3 395 226 4 867 650 ENSUES-LA-REDONNE 1 290 18 425 62 787 33 113 516 367 727 943 20 468 1 155 100 1 374 361 54 871 1 689 891 2 165 091 EYGALIERES 1 821 14 767 47 068 44 414 754 539 1 179 454 38 433 1 834 298 2 330 270 84 668 2 603 604 3 556 793 EYGUIERES 4 025 14 853 89 359 51 782 690 230 1 074 204 45 355 2 215 980 2 919 275 101 162 2 921 062 4 082 838 EYRAGUES 3 390 35 546 115 750 52 187 804 088 1 324 222 31 495 1 320 335 1 773 519 87 072 2 159 970 3 213 491 LA FARE-LES-OLIVIERS 1 331 27 400 69 028 37 805 766 609 1 078 749 36 701 2 318 929 2 947 164 75 837 3 112 938 4 094 941 FONTVIEILLE 3 969 26 565 90 718 37 092 672 332 1 011 288 29 565 1 364 017 1 946 300 70 626 2 062 915 3 048 305 FOS-SUR-MER 3 601 47 353 150 821 27 401 549 358 896 315 99 336 4 213 724 5 579 411 130 338 4 810 435 6 626 547 FUVEAU 5 690 72 185 237 065 111 949 2 305 612 3 103 873 36 320 2 076 778 2 543 903 153 959 4 454 575 5 884 841 GARDANNE 4 219 51 488 162 746 107 902 2 236 956 3 298 104 77 928 4 048 916 5 290 069 190 049 6 337 360 8 750 919 GEMENOS 763 14 052 39 501 39 596 860 025 1 151 055 51 479 2 840 953 3 470 366 91 838 3 715 029 4 660 923 GIGNAC-LA-NERTHE 2 423 4 331 26 844 41 448 724 356 1 114 838 39 875 2 126 082 2 864 308 83 746 2 854 769 4 005 990 GRANS 4 270 30 198 98 966 65 885 958 547 1 419 441 17 197 1 036 507 1 268 498 87 352 2 025 252 2 786 905 GRAVESON 1 822 12 605 42 775 46 644 938 096 1 235 749 33 107 1 755 132 2 079 742 81 573 2 705 833 3 358 265 GREASQUE 471 1 513 9 454 31 055 534 099 765 502 14 025 1 013 089 1 272 611 45 551 1 548 701 2 047 567 ISTRES 14 130 185 693 568 513 114 704 1 818 194 2 888 139 178 890 6 121 655 8 540 633 307 724 8 125 541 11 997 285 JOUQUES 13 036 87 795 261 848 71 965 1 107 069 1 694 368 23 969 1 499 377 1 812 750 108 970 2 694 241 3 768 965 LAMANON 3 888 13 883 40 189 18 996 366 753 586 012 7 911 462 950 565 021 30 795 843 586 1 191 221 LAMBESC 8 558 47 787 155 422 98 467 1 520 308 2 284 469 44 132 2 319 879 2 944 837 151 157 3 887 974 5 384 728 LANÇON-PROVENCE 2 880 33 715 104 511 55 723 1 023 701 1 368 642 54 233 2 601 372 3 197 040 112 836 3 658 787 4 670 193 MAILLANE 1 576 9 488 31 384 32 683 613 550 1 002 651 16 391 879 659 1 063 186 50 650 1 502 696 2 097 221 MALLEMORT 5 984 57 690 177 851 57 867 965 536 1 350 591 38 077 2 253 459 2 786 803 101 928 3 276 685 4 315 245 MARIGNANE 11 149 101 205 308 870 69 750 1 491 817 2 282 137 131 593 4 937 751 7 331 960 212 492 6 530 773 9 922 968 MARTIGUES 7 084 97 730 315 925 159 210 2 808 309 4 654 215 191 581 8 427 812 11 694 908 357 875 11 333 851 16 665 048 MAS-BLANC-DES-ALPILLES 782 5 381 17 237 4 604 71 873 96 398 4 398 194 061 234 698 9 784 271 315 348 334 MAUSSANE-LES-ALPILLES 1 310 2 175 13 028 23 230 393 989 568 838 34 618 1 421 110 1 785 799 59 158 1 817 273 2 367 665 MEYRARGUES 3 246 14 335 49 933 37 581 546 661 810 199 22 039 1 255 499 1 461 321 62 866 1 816 495 2 321 452 MEYREUIL 1 142 19 066 59 634 61 077 1 160 041 1 756 846 33 445 2 248 240 2 703 130 95 664 3 427 347 4 519 610 SAINT-PIERRE-DE-MEZOARGUES 1 074 1 783 10 715 9 027 142 624 198 436 1 557 118 207 135 827 11 658 262 614 344 978 93

Commune Longueur (m) Inventaire comptable des réseaux BT - 2012 Aérien nu Torsadé Souterrain Total Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) MIMET 4 151 31 630 104 220 44 428 838 368 1 238 266 17 748 1 125 392 1 346 329 66 327 1 995 390 2 688 815 MIRAMAS 14 414 83 476 264 170 57 157 1 046 023 1 475 016 97 199 4 441 856 6 142 561 168 770 5 571 355 7 881 747 MOLLEGES 2 279 20 478 59 924 26 292 570 209 823 845 20 884 943 605 1 201 227 49 455 1 534 292 2 084 996 MOURIES 2 048 11 716 39 291 36 411 640 991 940 233 28 636 1 334 785 1 654 993 67 095 1 987 491 2 634 517 NOVES 3 547 20 759 71 724 67 552 1 270 631 1 874 015 30 158 1 654 692 2 058 588 101 257 2 946 082 4 004 327 ORGON 2 706 14 707 47 820 38 720 609 941 1 041 863 19 265 892 494 1 213 891 60 691 1 517 141 2 303 574 PARADOU (LE) 599 670 3 915 13 031 199 836 283 493 21 065 1 364 239 1 622 844 34 695 1 564 745 1 910 253 PELISSANNE 6 165 55 530 167 276 68 273 1 036 307 1 620 610 37 595 1 729 275 2 293 090 112 033 2 821 112 4 080 976 LA PENNE-SUR-HUVEAUNE 747 14 828 37 404 21 915 443 552 612 162 18 480 915 992 1 228 736 41 142 1 374 373 1 878 302 LES PENNES-MIRABEAU 4 049 62 941 199 270 113 075 2 031 854 3 081 601 97 890 3 329 270 4 900 201 215 014 5 424 064 8 181 071 PEYNIER 616 2 823 9 058 38 017 748 593 1 104 221 20 814 876 127 1 165 820 59 447 1 627 543 2 279 099 PEYPIN 419 1 347 8 414 34 481 801 373 1 138 510 19 760 982 383 1 239 246 54 660 1 785 103 2 386 170 PEYROLLES-EN-PROVENCE 5 875 23 923 74 553 27 404 489 984 637 690 28 773 1 467 322 1 752 396 62 052 1 981 229 2 464 638 PLAN-DE-CUQUES 2 279 21 182 65 451 33 427 639 324 1 073 895 36 528 1 333 041 1 902 195 72 234 1 993 547 3 041 541 PLAN-D'ORGON 3 196 33 422 112 132 39 782 487 117 892 972 24 692 1 002 863 1 298 140 67 670 1 523 402 2 303 245 PORT-DE-BOUC 4 121 34 719 101 346 39 288 734 155 1 083 812 56 895 2 340 199 3 300 009 100 304 3 109 073 4 485 167 PORT-SAINT-LOUIS-DU-RHONE 7 521 68 533 218 477 20 337 364 567 547 883 39 837 1 595 775 2 186 069 67 695 2 028 876 2 952 428 PUYLOUBIER 1 877 21 027 68 073 24 058 539 981 746 652 17 080 1 171 234 1 342 840 43 015 1 732 242 2 157 565 LE PUY-SAINTE-REPARADE 14 307 84 050 228 052 49 993 877 626 1 314 484 24 495 1 357 087 1 624 550 88 795 2 318 763 3 167 086 ROGNAC 4 531 35 608 104 693 40 843 934 882 1 368 172 56 318 2 324 080 3 215 174 101 692 3 294 571 4 688 039 ROGNES 3 678 21 430 55 414 89 870 1 403 013 2 153 059 21 158 1 184 301 1 489 171 114 706 2 608 744 3 697 643 ROGNONAS 2 139 27 769 83 672 26 606 411 604 627 564 28 371 1 360 354 1 798 330 57 116 1 799 727 2 509 566 LA ROQUE-D'ANTHERON 1 886 12 215 40 635 28 020 484 801 705 364 25 754 1 125 605 1 520 949 55 660 1 622 621 2 266 947 ROQUEFORT-LA-BEDOULE 1 555 20 768 66 663 19 792 340 528 492 785 33 476 1 611 085 2 125 159 54 823 1 972 381 2 684 607 ROQUEVAIRE 958 17 188 45 169 95 594 1 678 447 2 525 414 25 932 1 538 036 1 914 044 122 484 3 233 671 4 484 626 ROUSSET 5 356 36 676 114 350 38 340 752 105 1 032 002 28 266 1 551 773 1 848 571 71 962 2 340 554 2 994 923 LE ROVE 2 027 10 127 32 189 29 996 541 299 774 954 17 941 859 617 1 077 907 49 964 1 411 043 1 885 050 SAINT-ANDIOL 2 539 13 892 44 997 39 092 805 222 1 093 684 21 243 1 049 036 1 309 511 62 874 1 868 149 2 448 192 SAINT-ANTONIN-SUR-BAYON 0 0 0 5 963 64 437 122 477 3 288 143 526 176 234 9 251 207 963 298 711 SAINT-CANNAT 1 897 4 122 26 602 46 398 725 676 996 898 38 183 1 705 941 2 120 951 86 478 2 435 739 3 144 450 SAINT-CHAMAS 10 464 77 812 240 832 42 641 953 292 1 255 142 34 235 1 951 203 2 466 385 87 340 2 982 306 3 962 359 SAINT-ESTEVE-JANSON 0 0 0 1 697 25 990 32 302 5 667 276 125 332 013 7 364 302 115 364 315 SAINT-ETIENNE-DU-GRES 3 064 17 482 57 666 32 235 510 474 690 889 20 616 1 124 640 1 369 298 55 915 1 652 596 2 117 853 SAINT-MARC-JAUMEGARDE 891 2 969 11 098 5 893 86 665 121 280 17 459 965 106 1 127 771 24 243 1 054 740 1 260 150 SAINTES-MARIES-DE-LA-MER 1 496 5 522 33 085 6 723 95 880 194 756 65 199 2 070 099 3 558 365 73 418 2 171 501 3 786 206 SAINT-MARTIN-DE-CRAU 5 545 14 521 69 930 63 771 1 031 677 1 471 795 96 578 3 895 293 5 464 087 165 894 4 941 491 7 005 811 SAINT-MITRE-LES-REMPARTS 2 971 49 708 134 915 32 470 578 763 902 227 31 431 1 348 816 1 849 986 66 872 1 977 286 2 887 128 SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE 31 224 778 6 045 102 223 145 764 11 194 536 343 640 472 17 270 638 789 787 014 SAINT-REMY-DE-PROVENCE 17 938 99 964 330 050 140 800 1 963 888 3 273 613 78 108 3 991 768 5 182 640 236 846 6 055 620 8 786 303 SAINT-SAVOURNIN 144 463 2 890 19 371 469 885 647 603 11 146 656 739 814 311 30 661 1 127 087 1 464 804 SAINT-VICTORET 2 517 35 220 117 070 20 330 426 752 647 416 33 822 2 091 493 2 638 977 56 669 2 553 465 3 403 464 SALON-DE-PROVENCE 31 854 154 010 459 394 149 191 2 689 594 4 055 383 158 505 7 969 524 10 808 872 339 550 10 813 128 15 323 649 SAUSSET-LES-PINS 825 12 286 35 368 16 165 261 919 391 272 49 255 1 545 157 2 308 207 66 245 1 819 363 2 734 847 SENAS 8 283 68 411 208 707 69 276 1 206 448 1 804 984 27 393 1 511 615 1 897 159 104 952 2 786 475 3 910 850 SEPTEMES-LES-VALLONS 833 7 007 38 951 36 618 851 457 1 300 309 35 747 1 754 419 2 318 404 73 198 2 612 883 3 657 664 SIMIANE-COLLONGUE 1 417 25 545 71 842 52 445 858 249 1 337 617 22 932 917 081 1 203 162 76 794 1 800 875 2 612 621 TARASCON 5 646 63 255 204 509 113 014 1 690 029 2 587 523 66 549 3 372 870 4 661 961 185 209 5 126 154 7 453 994 LE THOLONET 951 3 698 12 806 26 362 361 889 542 729 18 715 712 875 932 396 46 028 1 078 462 1 487 931 TRETS 2 752 36 243 116 223 119 159 2 156 445 3 219 835 49 962 2 483 423 3 198 556 171 873 4 676 110 6 534 614 VAUVENARGUES 1 348 1 820 11 371 12 341 207 500 273 981 9 955 494 399 608 252 23 644 703 719 893 604 VELAUX 6 233 61 059 196 063 41 980 521 796 846 401 54 659 2 397 911 3 173 735 102 872 2 980 766 4 216 199 VENELLES 1 217 21 187 55 106 32 956 573 116 900 326 56 728 2 048 828 2 818 075 90 901 2 643 131 3 773 507 VENTABREN 6 094 42 487 139 353 55 603 680 383 1 213 564 33 330 1 491 836 1 863 204 95 027 2 214 706 3 216 121 VERNEGUES 541 3 201 5 869 11 719 210 316 278 650 10 878 821 855 952 919 23 138 1 035 372 1 237 439 VERQUIERES 167 532 1 848 6 326 144 815 202 418 8 229 258 087 344 654 14 722 403 433 548 919 VITROLLES 1 333 4 280 26 741 35 552 804 310 1 201 287 177 301 6 760 256 9 720 602 214 186 7 568 846 10 948 631 TOTAL 517 695 4 086 873 13 085 959 6 347 723 111 952 250 167 153 457 5 479 917 255 347 627 340 370 842 12 345 335 371 386 751 520 610 257 94

Commune Longueur (m) Inventaire comptable des réseaux HTA - 2012 Aérien nu Torsadé Souterrain Total Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) AIX-EN-PROVENCE 152 542 2 980 135 6 218 109 516 29 974 39 633 459 157 31 248 257 39 849 184 612 215 34 258 366 46 106 926 ALLAUCH 6 209 129 405 255 093 0 0 0 74 171 5 844 997 7 045 791 80 380 5 974 402 7 300 884 ALLEINS 16 584 399 403 691 167 15 2 818 2 984 7 754 549 674 667 340 24 353 951 895 1 361 491 ARLES 353 165 3 525 892 8 809 384 517 26 721 49 207 264 637 13 372 534 19 097 864 618 319 16 925 147 27 956 455 AUBAGNE 51 816 875 211 2 093 621 432 30 553 52 647 133 461 8 697 005 11 359 090 185 709 9 602 769 13 505 358 AUREILLE 5 616 66 648 151 786 0 0 0 8 633 468 620 618 039 14 249 535 267 769 824 AURIOL 17 498 495 367 822 989 0 0 0 75 700 5 158 794 6 121 770 93 198 5 654 161 6 944 758 AURONS 7 103 124 697 306 364 0 0 0 1 036 46 429 62 973 8 139 171 126 369 337 LA BARBEN 7 312 135 802 304 679 0 0 0 3 976 276 838 331 192 11 288 412 640 635 870 BARBENTANE 11 622 117 313 316 938 280 29 781 30 413 19 671 1 382 644 1 781 930 31 573 1 529 738 2 129 281 LES BAUX-DE-PROVENCE 1 319 50 909 67 865 0 0 0 21 166 970 047 1 437 340 22 485 1 020 956 1 505 205 BEAURECUEIL 6 655 92 641 238 075 10 5 141 5 444 2 277 162 417 179 630 8 942 260 199 423 149 BELCODÈNE 11 905 278 601 483 855 328 33 962 45 040 12 054 725 353 766 108 24 287 1 037 916 1 295 004 BERRE-L'ÉTANG 37 765 999 873 1 923 805 0 0 0 68 789 3 945 431 5 292 126 106 554 4 945 304 7 215 931 BOUC-BEL-AIR 10 038 156 686 356 272 6 24 485 25 005 71 042 4 622 088 5 792 017 81 086 4 803 259 6 173 294 LA BOUILLADISSE 8 333 149 929 323 486 0 0 0 13 287 1 080 704 1 285 623 21 620 1 230 633 1 609 108 BOULBON 11 465 154 122 344 777 0 0 0 9 126 551 673 648 071 20 591 705 795 992 848 CABANNES 12 400 142 648 338 268 572 35 991 36 754 14 411 749 364 1 062 043 27 383 928 003 1 437 066 CABRIÈS 36 304 442 981 1 213 577 0 0 0 35 550 2 086 458 2 727 602 71 854 2 529 439 3 941 179 CADOLIVE 2 259 55 230 101 774 203 15 090 22 021 1 668 144 346 170 676 4 130 214 666 294 471 CARRY-LE-ROUET 4 125 109 289 185 262 0 0 0 20 521 943 638 1 446 573 24 646 1 052 927 1 631 836 CARNOUX-EN-PROVENCE 1 689 14 149 59 889 0 0 0 16 537 759 599 994 529 18 226 773 748 1 054 418 CASSIS 4 829 130 657 313 272 0 0 0 54 030 3 664 522 4 282 365 58 859 3 795 179 4 595 638 CEYRESTE 4 771 66 331 176 448 0 0 0 9 830 626 185 826 117 14 601 692 516 1 002 565 CHARLEVAL 11 109 131 111 357 509 0 0 0 5 676 368 831 441 341 16 785 499 942 798 851 CHÂTEAUNEUF-LE-ROUGE 4 126 91 075 178 430 0 0 0 14 773 1 137 520 1 298 131 18 899 1 228 594 1 476 562 CHÂTEAUNEUF-LES-MARTIGUES 17 461 518 155 933 025 0 0 0 79 633 4 100 044 5 081 711 97 094 4 618 199 6 014 736 CHÂTEAURENARD 29 944 421 225 942 561 0 0 0 70 715 4 079 429 5 717 190 100 659 4 500 654 6 659 751 LA CIOTAT 12 297 183 815 492 099 0 0 0 156 396 10 826 498 13 949 104 168 693 11 010 313 14 441 203 CORNILLON-CONFOUX 12 143 238 617 486 749 0 0 0 5 903 396 872 529 135 18 046 635 488 1 015 883 COUDOUX 8 614 82 240 307 187 0 0 0 7 109 312 539 395 733 15 723 394 779 702 920 CUGES-LES-PINS 13 313 268 305 521 466 530 46 232 68 258 15 039 1 266 528 1 478 260 28 882 1 581 065 2 067 983 LA DESTROUSSE 2 467 36 040 93 188 0 0 0 10 723 661 852 892 143 13 190 697 892 985 330 ÉGUILLES 19 578 338 221 690 543 821 45 632 84 182 57 990 4 726 576 5 955 806 78 389 5 110 429 6 730 530 ENSUÈS-LA-REDONNE 8 336 166 010 387 020 0 0 0 31 090 1 887 519 2 141 210 39 426 2 053 528 2 528 230 EYGALIÈRES 20 420 285 449 636 803 0 0 0 22 564 1 275 197 1 570 624 42 984 1 560 646 2 207 427 EYGUIÈRES 30 451 379 604 869 789 0 0 0 29 377 1 602 073 2 230 328 59 828 1 981 677 3 100 116 EYRAGUES 12 169 184 400 393 018 0 0 0 25 198 1 243 524 1 976 342 37 367 1 427 924 2 369 360 LA FARE-LES-OLIVIERS 9 090 152 082 307 504 0 0 0 23 241 1 506 492 1 810 441 32 331 1 658 574 2 117 945 FONTVIEILLE 17 759 286 635 598 905 0 0 0 22 058 1 265 917 1 769 050 39 817 1 552 552 2 367 954 FOS-SUR-MER 44 802 683 739 2 037 763 0 0 0 151 058 7 651 571 10 410 949 195 860 8 335 310 12 448 711 FUVEAU 45 385 945 359 1 717 056 683 47 773 65 276 26 004 1 617 201 1 948 130 72 072 2 610 333 3 730 462 GARDANNE 32 292 790 413 1 435 515 138 13 484 21 411 54 240 3 249 197 4 243 742 86 670 4 053 093 5 700 668 GÉMENOS 7 098 93 533 251 229 176 10 355 22 881 30 021 1 700 394 2 257 326 37 295 1 804 282 2 531 436 GIGNAC-LA-NERTHE 4 299 53 976 143 956 0 0 0 36 206 2 846 677 3 758 170 40 505 2 900 653 3 902 126 GRANS 25 684 392 520 897 197 0 0 0 19 590 1 371 311 1 541 516 45 274 1 763 831 2 438 712 GRAVESON 9 369 136 799 313 578 0 0 0 28 350 1 450 968 1 820 273 37 719 1 587 766 2 133 852 GRÉASQUE 4 881 133 252 226 238 0 0 0 13 448 937 642 1 180 964 18 329 1 070 894 1 407 202 ISTRES 84 837 2 037 625 4 044 478 0 0 0 145 155 9 527 826 12 198 603 229 992 11 565 451 16 243 080 JOUQUES 41 640 1 128 524 1 670 678 21 7 442 7 600 23 704 2 570 973 3 174 849 65 365 3 706 939 4 853 127 LAMANON 21 397 385 006 858 128 0 0 0 5 604 423 144 558 647 27 001 808 151 1 416 775 LAMBESC 50 283 821 435 1 688 220 0 0 0 51 978 3 181 728 4 003 455 102 261 4 003 162 5 691 675 LANÇON-PROVENCE 52 538 830 805 1 701 036 0 0 0 31 254 1 945 414 2 441 875 83 792 2 776 219 4 142 911 MAILLANE 15 796 173 129 451 589 0 0 0 9 811 622 420 872 187 25 607 795 549 1 323 776 MALLEMORT 24 389 408 214 923 367 0 0 0 65 171 3 907 419 4 768 323 89 560 4 315 633 5 691 691 MARIGNANE 5 204 113 530 271 386 0 0 0 86 968 4 658 983 6 211 899 92 172 4 772 514 6 483 285 MARTIGUES 29 417 726 245 1 365 184 0 0 0 172 229 11 942 291 14 740 601 201 646 12 668 536 16 105 785 MAS-BLANC-DES-ALPILLES 3 340 59 057 111 096 0 0 0 499 64 762 70 767 3 839 123 818 181 862 MAUSSANE-LES-ALPILLES 16 424 171 771 397 502 0 0 0 20 567 1 008 933 1 352 709 36 991 1 180 704 1 750 212 MEYRARGUES 45 883 586 340 1 506 461 0 0 0 29 420 1 880 061 2 259 306 75 303 2 466 401 3 765 767 MEYREUIL 13 445 356 959 679 917 428 33 865 55 146 19 174 1 561 924 1 785 565 33 047 1 952 748 2 520 628 SAINT-PIERRE-DE-MÉZOARGUES 928 8 384 20 802 0 0 0 3 843 243 911 252 683 4 771 252 295 273 484 95

Commune Longueur (m) Inventaire comptable des réseaux HTA - 2012 Aérien nu Torsadé Souterrain Total Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) Longueur (m) Valeurs d actifs (en ) Valeurs de remplacement (en ) MIMET 9 704 319 220 512 796 0 0 0 14 345 1 045 427 1 220 100 24 049 1 364 647 1 732 896 MIRAMAS 15 212 269 917 625 377 0 0 0 80 569 5 741 966 6 903 739 95 781 6 011 884 7 529 117 MOLLÉGÈS 9 758 209 704 345 667 0 0 0 10 202 591 037 870 706 19 960 800 740 1 216 373 MOURIÈS 23 087 306 787 732 469 0 0 0 17 753 928 994 1 287 973 40 840 1 235 781 2 020 441 NOVES 21 827 246 260 610 801 0 0 0 27 669 1 751 668 2 148 969 49 496 1 997 928 2 759 770 ORGON 12 842 200 268 414 639 0 0 0 23 644 1 416 548 1 864 383 36 486 1 616 816 2 279 022 PARADOU 5 833 100 882 197 737 0 0 0 15 657 844 981 1 345 909 21 490 945 864 1 543 646 PÉLISSANNE 19 905 517 945 1 019 671 0 0 0 25 830 1 681 558 2 185 278 45 735 2 199 503 3 204 949 LA PENNE-SUR-HUVEAUNE 126 532 3 104 0 0 0 17 087 1 180 269 1 652 597 17 213 1 180 801 1 655 701 LES PENNES-MIRABEAU 23 197 319 334 795 495 0 0 0 80 110 5 136 151 6 345 487 103 307 5 455 485 7 140 982 PEYNIER 13 105 304 423 574 595 271 17 334 22 989 37 334 2 396 515 2 752 750 50 710 2 718 272 3 350 334 PEYPIN 13 141 310 844 568 585 239 15 299 22 326 19 236 1 066 640 1 292 070 32 616 1 392 783 1 882 981 PEYROLLES-EN-PROVENCE 17 533 250 622 630 242 0 0 0 19 523 1 261 425 1 543 851 37 056 1 512 048 2 174 093 PLAN-DE-CUQUES 3 042 75 010 128 423 0 0 0 20 531 1 154 154 1 530 044 23 573 1 229 164 1 658 467 PLAN-D'ORGON 10 027 189 683 362 167 0 0 0 41 894 1 690 042 2 257 033 51 921 1 879 726 2 619 200 PORT-DE-BOUC 10 235 339 007 594 465 0 0 0 44 101 2 553 940 3 487 678 54 336 2 892 947 4 082 143 PORT-SAINT-LOUIS-DU-RHÔNE 20 033 378 140 893 846 0 0 0 55 060 3 389 897 4 116 996 75 093 3 768 037 5 010 842 PUYLOUBIER 13 210 393 482 625 818 0 0 0 23 372 1 427 590 1 657 297 36 582 1 821 072 2 283 115 LE PUY-SAINTE-RÉPARADE 29 121 372 427 922 626 0 0 0 14 008 1 131 417 1 291 908 43 129 1 503 844 2 214 534 ROGNAC 21 338 357 135 727 214 0 0 0 50 767 3 073 329 3 714 864 72 105 3 430 465 4 442 079 ROGNES 45 279 870 797 1 839 053 0 0 0 19 564 1 241 168 1 465 972 64 843 2 111 964 3 305 025 ROGNONAS 3 599 99 759 162 080 0 0 0 26 639 1 667 040 2 270 768 30 238 1 766 799 2 432 848 LA ROQUE-D'ANTHÉRON 16 739 350 960 707 137 1 631 75 113 172 078 30 657 2 127 429 2 562 092 49 027 2 553 502 3 441 308 ROQUEFORT-LA-BÉDOULE 17 033 150 255 457 605 0 0 0 26 793 1 696 347 2 200 700 43 826 1 846 602 2 658 305 ROQUEVAIRE 18 326 298 533 704 187 1 175 92 487 154 502 21 312 1 751 350 2 268 811 40 813 2 142 369 3 127 501 ROUSSET 13 593 253 467 485 916 263 20 840 33 936 68 310 4 346 335 5 138 507 82 166 4 620 642 5 658 359 LE ROVE 10 122 323 945 453 001 0 0 0 12 946 1 072 295 1 242 842 23 068 1 396 240 1 695 843 SAINT-ANDIOL 16 274 185 269 461 731 30 10 651 10 651 13 328 863 039 1 123 457 29 632 1 058 959 1 595 839 SAINT-ANTONIN-SUR-BAYON 9 523 241 234 354 550 0 0 0 2 106 155 134 187 809 11 629 396 368 542 360 SAINT-CANNAT 24 642 527 699 1 090 290 0 0 0 16 940 987 111 1 200 863 41 582 1 514 809 2 291 153 SAINT-CHAMAS 22 402 395 999 861 197 0 0 0 18 933 1 277 876 1 602 692 41 335 1 673 875 2 463 889 SAINT-ESTÈVE-JANSON 4 018 14 520 69 423 0 0 0 4 114 264 307 278 658 8 132 278 827 348 081 SAINT-ÉTIENNE-DU-GRÈS 18 513 252 557 559 099 0 0 0 9 916 578 210 794 794 28 429 830 767 1 353 893 SAINT-MARC-JAUMEGARDE 1 495 21 926 49 699 0 0 0 11 900 939 848 1 038 603 13 395 961 774 1 088 302 SAINTES-MARIES-DE-LA-MER 21 376 186 815 629 321 0 0 0 79 085 3 412 017 5 832 287 100 461 3 598 832 6 461 608 SAINT-MARTIN-DE-CRAU 118 636 1 565 908 3 599 761 0 0 0 76 130 4 442 330 5 904 740 194 766 6 008 238 9 504 501 SAINT-MITRE-LES-REMPARTS 12 110 179 507 386 210 0 0 0 17 274 1 018 499 1 230 212 29 384 1 198 006 1 616 421 SAINT-PAUL-LEZ-DURANCE 2 671 127 866 157 664 0 0 0 10 829 509 761 637 952 13 500 637 627 795 616 SAINT-RÉMY-DE-PROVENCE 57 921 832 435 1 867 865 0 9 219 9 990 71 146 3 539 200 4 637 013 129 067 4 380 853 6 514 868 SAINT-SAVOURNIN 1 583 63 845 95 005 0 0 0 9 965 658 429 819 647 11 548 722 274 914 652 SAINT-VICTORET 5 326 53 014 202 484 0 0 0 30 442 1 903 708 2 443 432 35 768 1 956 722 2 645 916 SALON-DE-PROVENCE 71 725 1 611 666 3 054 364 0 0 0 133 475 8 526 269 10 603 841 205 200 10 137 935 13 658 204 SAUSSET-LES-PINS 8 138 293 609 483 377 0 0 0 23 946 1 318 921 1 681 834 32 084 1 612 529 2 165 211 SÉNAS 33 066 425 003 1 147 939 117 4 937 13 549 30 961 1 743 477 2 003 204 64 144 2 173 417 3 164 692 SEPTÈMES-LES-VALLONS 6 332 201 852 302 041 724 68 115 93 067 26 619 1 505 079 2 013 023 33 675 1 775 046 2 408 131 SIMIANE-COLLONGUE 11 158 199 964 403 360 27 2 358 3 599 14 579 810 682 967 645 25 764 1 013 004 1 374 604 TARASCON 61 351 1 045 176 2 105 526 0 0 0 76 362 3 925 432 5 573 867 137 713 4 970 608 7 679 392 LE THOLONET 5 905 40 470 156 394 0 0 0 12 220 827 566 967 608 18 125 868 036 1 124 002 TRETS 43 651 1 072 167 2 173 536 0 0 0 36 205 2 132 901 2 707 578 79 856 3 205 068 4 881 114 VAUVENARGUES 8 960 223 170 414 960 0 0 0 10 709 785 145 847 762 19 669 1 008 315 1 262 721 VELAUX 18 561 294 442 660 054 0 0 0 23 661 1 441 453 1 759 335 42 222 1 735 895 2 419 388 VENELLES 17 909 263 246 641 439 0 0 0 21 691 1 467 921 1 841 220 39 600 1 731 167 2 482 659 VENTABREN 21 272 461 676 809 108 0 0 0 28 787 1 745 957 2 035 912 50 059 2 207 634 2 845 019 VERNÈGUES 9 618 306 964 548 603 0 0 0 8 396 663 993 749 851 18 014 970 956 1 298 455 VERQUIÈRES 4 517 70 994 149 331 0 0 0 5 061 284 285 433 746 9 578 355 278 583 077 VITROLLES 20 912 306 964 779 599 0 0 0 119 002 6 825 604 8 777 347 139 914 7 132 568 9 556 946 TOTAL 2 668 464 45 768 813 97 313 573 10 153 755 650 1 170 589 4 788 958 297 019 440 380 250 329 7 467 575 343 543 903 478 734 492 96

Directeur de publication : Le Président, Jack SAUTEL - Responsable d édition le Vice-président Délégué à la communication, Bernard BASTIDE. Ce rapport de contrôle a été élaboré en interne par Marion SERRUS, Agent de contrôle assermenté de la concession électrique et Delphine BORNEL, Adjointe. Le bureau d études AEC (Audit expertise Conseil) a assisté le SMED13 dans l analyse des échantillons chantiers. Imprimé sur papier PEFC - tirage 500 exemplaires - avril 2014 SYNDICAT MIXTE D ENERGIE DU DEPARTEMENT DES BOUCHES-DU-RHONE 31, chemin du Singe Vert - la Croix Blanche - route de Pélissanne - 13656 Salon de Provence cedex Tél. : 04 90 53 84 13 - Fax : 04 90 53 84 14 - infosmed13@smed13.fr - www.smed13.fr