Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 1
Rapport de Contrôle 2015 Exercice 2014
Ce rapport de contrôle a été présenté au Bureau syndical le 9 décembre 2015, en présence des
représentants locaux des concessionnaires EDF et ERDF
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 2
Préambule ............................................................................................................ 5 1.
1.1 Origines et enjeux du contrôle ............................................................................................... 5
1.2 Le rapport de contrôle de l’exercice 2014 ............................................................................. 7
1.3 Organisation de la distribution électrique ............................................................................. 8
Les usagers .......................................................................................................... 11 2.2.1 Consommation : structuration par typologie de tarif .......................................................... 11
2.2 Les productions d’énergie renouvelable .............................................................................. 16
2.3 Les réclamations des usagers ............................................................................................... 20
2.4 La satisfaction des clients ..................................................................................................... 31
2.5 Autres indicateurs de qualité de service .............................................................................. 34
2.6 Indicateurs portant sur les contrats de fournitures ............................................................. 36
2.7 Les indicateurs de la solidarité ............................................................................................. 40
La qualité de l’énergie .......................................................................................... 45 3.
3.1 Évolution du «Critère B*» .................................................................................................... 45
3.2 Analyse des coupures du réseau .......................................................................................... 55
3.3 Tenue de tension .................................................................................................................. 62
3.4 La continuité de fourniture .................................................................................................. 66
Le patrimoine physique ........................................................................................ 72 4.4.1 Données générales ............................................................................................................... 72
4.2 Taux d’enfouissement des réseaux ...................................................................................... 76
4.3 Proportion et répartition des fils nus ................................................................................... 79
4.4 Proportion et répartition des cabines hautes ...................................................................... 85
4.5 Les départs BT* et HTA* ...................................................................................................... 89
4.6 Évolution des âges du patrimoine ........................................................................................ 93
4.7 Synthèse Patrimoine ............................................................................................................ 99
Les travaux ........................................................................................................ 101 5.5.1 Travaux réalisé sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF ................................................................ 101
5.2 Travaux d’Élagage ............................................................................................................... 104
5.3 Le traitement des transformateurs contenant du PCB* .................................................... 109
5.4 Les déclarations préalables soumis au SDE35 .................................................................... 110
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 3
Le patrimoine comptable et les données financières........................................... 113 6.
6.1 Ouvrages mis en concession en 2014 ................................................................................ 114
6.2 Financement des ouvrages ................................................................................................ 117
6.3 Le patrimoine comptable des ouvrages du Syndicat ......................................................... 119
6.4 Les droits du concédant ..................................................................................................... 125
6.5 Bilan d’exploitation de l’acheminement ............................................................................ 127
6.6 Synthèse de l’Audit Comptable .......................................................................................... 130
Analyse des données du concessionnaire ........................................................... 141 7.7.1 Documents et informations demandés au concessionnaire .............................................. 141
7.2 Échelle des données ........................................................................................................... 142
7.3 Complétude et cohérence des données ............................................................................ 144
7.4 Respect des protocoles et avenant « indicateurs » ........................................................... 148
Contrôle opérationnel ........................................................................................ 150 8.8.1 Traitement des réclamations par le fournisseur EDF ......................................................... 150
8.2 Facturation des déplacements d’ouvrage .......................................................................... 152
8.3 Facturation des branchements .......................................................................................... 154
8.4 Contrôle technique des ouvrages ...................................................................................... 156
8.5 Processus de récupération des données d’acheminement auprès des fournisseurs
d’électricité .................................................................................................................................... 158
Lexique .............................................................................................................. 161 9.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 4
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 5
L’obligation de contrôle par l’autorité concédante de la bonne exécution des contrats par le
concessionnaire, et notamment du respect de ses obligations de résultats, trouve son fondement,
pour l’électricité, dans l’article 16 de la loi du 15 juin 1906 sur les distributions d’énergie électrique.
L’article 32 du cahier des charges de concession précise par ailleurs les modalités du contrôle des
agents de l’autorité concédante ainsi que les pièces à fournir annuellement par le concessionnaire
au titre de ce contrôle ; parmi ces pièces figure le compte-rendu d’activités.
Les informations issues de ce « Compte-Rendu d’Activités du Concessionnaire » ou « CRAC* » sont
complétées par des données détaillées requises par le SDE35 depuis plusieurs années.
Le protocole signé entre la FNCCR*, ERDF et EDF le 26 mars 2009, présente également une liste
d’indicateurs complémentaires concernant l’acheminement et la fourniture d’électricité et qui vise
à étayer les informations à intégrer au Compte-Rendu d’Activité du Concessionnaire.
La notion de contrôle est par ailleurs rappelée dans le cadre de l’arrêté préfectoral du
3 novembre 2009, détaillant les compétences du SDE35 à l’article 5 : «… l’exercice du contrôle du
bon accomplissement des missions de service public visées ci-dessous, et contrôle du réseau public
de distribution d’électricité tel que le prévoit, notamment l’article L. 2224-301 du CGCT ».
Le contrôle du concessionnaire par le Syndicat repose à la fois sur un contrôle continu effectué par
les agents au quotidien, et un contrôle périodique effectué à partir des données et informations
transmises par le concessionnaire.
Dans cette optique, le SDE recueille et analyse annuellement un ensemble de données concernant
les concessions. Ce contrôle périodique peut également parfois comprendre un audit approfondi sur
un thème particulier effectué, soit par des moyens internes, soit par un cabinet d’expertise.
L’enjeu du contrôle porte dans un premier temps sur le court terme :
la qualité des services ;
la qualité du produit électricité ;
la relation aux usagers ;
la qualité du patrimoine de la concession.
La synthèse et l’analyse de ces données doivent notamment permettre d’orienter les
investissements pour les années suivantes, en ciblant les ouvrages et secteurs à prioriser pour la
planification des travaux.
L’enjeu du contrôle se situe également sur le plus long terme dans la perspective de la fin de
contrat de concession et notamment grâce au suivi et l’analyse :
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 6
o de l’évolution de la qualité du patrimoine, et de son état prévisible en fin de
contrat de concession ;
o des conditions financières de sortie de contrat en 2022.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 7
Le rapport de contrôle de l’exercice 2014 présente une restitution et une analyse des données de
la concession sur l’ensemble des domaines qui concernent l’exploitation du réseau de distribution
publique d’électricité et la fourniture aux Tarifs Réglementés de Vente.
Ce rapport de contrôle a été réalisé à partir :
des données recueillies tout au long de l’année dans le cadre du contrôle au quotidien
et du suivi des travaux sur le réseau concédé : les réclamations émanant des
particuliers et des collectivités, les déclarations préalables de travaux transmises par le
concessionnaire ;
des données détaillées brutes transmises par le concessionnaire dans le cadre d’une
liste annuelle de documents et de fichiers souhaités par le Syndicat ;
de données détaillées portant sur plusieurs thématiques de « contrôle
opérationnel » :
o Pour le concessionnaire de distribution électrique : la facturation d’opérations
de déplacements d’ouvrages et de branchements, l’application des dispositions
réglementaires portant sur le contrôle technique des ouvrages, la description
du processus détaillé de récupération des données d’acheminement ;
o Pour le concessionnaire de fourniture d’énergie électrique aux tarifs
réglementés de vente : le processus de traitement des réclamations.
d’un audit comptable portant sur les données patrimoniales et financières de la
concession.
Les données à l’échelle départementale sont présentées sur les années 2010 à 2014. Avant 2009, les
informations concernant les 18 nouvelles concessions n’ont pas été transmises par le
concessionnaire.
Pour la troisième année consécutive, un seul CRAC* est présenté puisqu’il rassemble l’ensemble des
données à la maille de la concession devenue départementale en 2012.
Les tableaux et graphiques présentés dans ce rapport ont tous été élaborés par le Syndicat, sauf
lorsque l’origine est précisée sous le document ; les données sources sont issues du CRAC* et
essentiellement des fichiers transmis par les concessionnaires.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 8
En 2014, 304 communes sont classées en régime rural au sens des possibilités d’intervention
financière du FACE* (Fond d’Amortissement des Charges d’Électrification), et 49 sont classées en
régime urbain.
Les données de ce rapport seront souvent présentées en suivant cette distinction de
zonages « rural/urbain » afin de mettre en valeur le contraste de leurs caractéristiques techniques
et afin de tenir compte également de la différence de répartition des maîtrises d’ouvrage :
En zone urbaine, ERDF assure la maîtrise d’ouvrage de l’ensemble des travaux, à l’exception
des effacements de réseaux ;
En zone rurale, le SDE prend en charge les renforcements, les extensions individuelles et
collectives, les sécurisations ainsi que les effacements. Les déplacements d’ouvrages, mises
en conformité technique, renouvellements et déplacements restent à la charge du
concessionnaire de distribution électrique.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 9
Communes rurales Communes urbaines
Renforcement des réseaux électriques BT SDE35 ERDF
Effacement des réseaux électriques BT SDE35 SDE35*
Extensions individuelles BT
Extensions individuelles publiques et privéesSDE35 ERDF
Extensions collectives
(lotissements, zones d'activités, zones d'aménagement
concertées, collectifs, nouvelles viabilisations…)
SDE35 ERDF
Renforcement, extension, sécurisation HTA ERDF ERDF
Déplacements, mises en conformité, renouvellement des
réseaux électriques HTA et BTERDF ERDF
* ERDF pour les effacements réalisés sur la Ville de Rennes , financés au titre de l'article 8
Nature des travauxRépartition de la maîtrise d'ouvrage
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 10
574 267 points de livraison (+1,3 %)
12,5 % des contrats au marché libre
6415 producteurs dont 99,1 % d’énergie photovoltaïque
210 MVA produits dont 38 % d’énergie éolienne
Des indicateurs de fourniture qui soulignent
l’augmentation de la précarité énergétique
Les listes des réclamations fourniture et distribution par
commune
L’ensemble des données à l’échelle de la concession
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 11
La population de l’Ille-et-Vilaine, composée en 2013 d’1 036 181 habitants1, connait une progression
croissante depuis de nombreuses années.
En 2014, l’ensemble des points de livraison de la concession de distribution électrique représente
574 267 contrats, soit une hausse moyenne annuelle de 1,4 % depuis 2011.
Le nombre de clients HTA* a légèrement augmenté (+1%), après une tendance à la baisse depuis
2009.
Le nombre de clients BT* poursuit une hausse régulière depuis plusieurs années.
1 Population légale
LES USAGERS Consommateurs 2010 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Nombre de contrats total 538 148 550 517 560 128 566 991 574 267 1,3%
Dont Clients BT 536 759 549 232 558 834 565 711 572 974 1,3%
Dont Clients HTA 1 389 1 285 1 294 1 280 1 293 1,0%
Consommations (MWh) 6 210 271 6 069 293 6 136 941 6 360 982 5 932 089 -6,7%
Dont Clients BT 4 035 947 3 946 801 3 991 831 4 212 894 3 800 257 -9,8%
Dont Clients HTA 2 174 324 2 122 492 2 145 110 2 148 088 2 131 832 -0,8%
Recettes acheminement (k€) 190 721 195 133 204 464 213 535 205 322 -3,8%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 10A
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 12
La consommation, après une baisse notable de -2,3 % entre 2010 et 2011, expliquée notamment
par la douceur des températures en 2011 et deux hausses les années suivantes est marquée par une
nette baisse en 2014. Cette chute est également à associer à la douceur des températures
hivernales.
A l’échelle nationale, la consommation a reculé en moyenne de 6 % par rapport à 2013, et de 0,4%
en données corrigées du climat. Depuis plusieurs années, on observe une stagnation de la part de
consommation liée à la conjoncture économique.
Les usagers du réseau HTA* (0,3% de l’ensemble des points de livraison) représentent plus du tiers
de la consommation globale. Le recul de la consommation est surtout notable sur le segment des
usagers BT* (-9,8%) alors que celui de HTA* reste contenu (-0,8%).
-2,3%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 13
Pour la première année, les recettes sont en nette décroissance après plusieurs années de hausses
comprises entre près de 2 et 5%. Le recul des recettes reste inférieur à celle du nombre de contrats,
puisqu’il est compensé par l’augmentation des coûts de l’électricité.
L’évolution des tarifs réglementés de l’électricité est assez variable entre 2009 et 2012 : 3 %
d’augmentation en 2010, et 1,7 % en 2011 et 2 % en 2012, 5 % en 2013 et 2,5% en 2014.
Les contrats souscrits auprès du fournisseur historique représentent en 2014 87,5 % de l’ensemble
des contrats, soit une baisse de plus de 2 points ; l’augmentation globale de la part de clientèle
choisissant la tarification libre atteint 21,5 % entre 2013 et 2014 (contre 8,1 % entre 2012 et 2013).
Le tableau ci-dessous présente la répartition géographique des indicateurs de consommation
suivant les zones urbaines et rurales :
LES USAGERS Consommateurs
Total département 35
Communes rurales
Communes urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre total de contrats 574 267 206 754 367 513
Dont Clients BT 572 974 206 359 366 615
Dont Clients HTA 1 293 395 898
Dont au marché réglementé 502 250 191 482 310 768
Dont tarif bleu 495 977 189 919 306 058
Dont tarif jaune 5 243 1 395 3 848
Dont tarif vert 1 030 168 862
Dont au marché libre 72 017 15 272 56 745
Consommation (MWh) 5 932 089 2 220 631 3 711 458
Dont Clients BT 3 800 257 1 632 516 2 167 741
Dont Clients HTA 2 131 832 588 115 1 543 717
Recettes acheminement (k€) 205 322 79 744 125 578
Puissance soucrite (KW) 5 536 181 2 104 732 3 431 448
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 10A
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 14
Les communes rurales représentent 36 % des contrats du département, 37,4% des consommations,
38% de la puissance souscrite et 38,8 % des recettes d’acheminement.
Les communes urbaines rassemblent, en proportion, plus des 3/4 des contrats au marché libre pour
seulement 64 % des points livraisons.
Cette répartition est quasiment identique à celle de l’année 2013.
2014
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 15
Coffret de raccordements sur la commune de Saint-Malo-sur-Mel
Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 16
La part du nombre de producteurs d’énergie photovoltaïque reste prépondérante en 2014 (99,1 %)
alors que la puissance installée ne représente que 28,7 % du parc départemental ; l’énergie
éolienne reste la principale source d’énergie renouvelable avec près de 38,3% du parc installé.
Les autres types de production sont très minoritaires en nombre mais représentent le tiers de la
puissance installée.
Les productions intitulées « autres » sont couvertes par diverses sources : biogaz (0,77 % de la
puissance installée), biomasse (4,63 %), cogénération (15,72 %), déchets et assimilés (5,27 %),
sources dispatchables (6,60 %).
LES USAGERS Producteurs 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Nombre de producteurs total 4 673 5 497 6 052 6 415 6%Producteurs énergie éolienne 29 34 32 32 0%
Producteurs énergie photovoltaïque 4 631 5 447 6 001 6 360 6%
Autres productions 13 16 19 23 21%
Puissance installée (MVA) 159 897 172 187 483 209 868 12%Producteurs énergie éolienne 72 054 80 378 80 356 80 356 0%
Producteurs énergie photovoltaïque 39 380 47 848 53 577 60 154 12%
Autres productions 48 463 43 403 53 550 69 357 30%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 10C
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 17
Le développement de la production d’énergie photovoltaïque a connu une croissance forte depuis
2009, qui s’est nettement ralentie depuis 2011 du fait des modifications des conditions de rachat du
courant produit.
Les autres formes de production augmentent également de façon régulière ; on observe par contre
une légère baisse puis une stagnation pour l’éolien depuis 2012.
En termes de puissances installées, après des hausses très marquées jusqu’en 2011, l’évolution
globale continue à progresser.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 18
Les producteurs sont plus nombreux dans l’agglomération rennaise et dans le sud du département.
19 communes cumulent des puissances installées de plus de 5 000 kVA.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 19
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 20
Les réclamations des usagers ou collectivités relatives à la distribution publique d’énergie ou la
fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente sont adressées à trois entités destinataires :
o le Syndicat après réception d’un courrier, ou e-mail, ou appel téléphonique ;
o ERDF après réception d’un courrier, ou e-mail ou transfert de dossier par les fournisseurs ;
o le fournisseur historique, EDF après réception d’un courrier, ou e-mail ou transfert de dossier
par le distributeur.
Pour les dossiers les plus complexes, les plaignants peuvent interpeller le Médiateur National de
l’Énergie (MNE)*.
La quantité :
L’année 2014 a été marquée par une forte augmentation du nombre de réclamations : +109 %
passant de 66 à 138 dossiers traités par le Syndicat.
Cette hausse est liée à plusieurs facteurs :
o De nombreux sinistres consécutifs aux intempéries de l’hiver (tempêtes à répétition et forts
niveaux de précipitations)
o Une période électorale accompagnée de sollicitations plus nombreuses de la part des
communes
o Une communication auprès des collectivités renouvelée à l’occasion des élections du
Syndicat en mai 2014 et un meilleur relai des requêtes des usagers par les mairies auprès du
Syndicat
o Un nombre croissant de dossiers litigieux ciblant la qualité des interventions ou les
dispositions juridiques des pièces administratives (convention de servitudes)
Les thématiques :
Les réclamations enregistrées par le Syndicat s’apparentent à des plaintes pour la plupart, mais
enregistrent également quelques demandes précises de renseignements qui peuvent être ainsi
mieux suivies et archivées.
0
20
40
60
80
100
120
140
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
65 70 66 65
9485
66
138
Nombre de réclamations total
Réclamations 2014 : Evolution des nombres de réclamations
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 21
Durant l’année 2014, les 138 réclamations traitées sont réparties selon les thématiques présentées
dans le graphique ci-après :
En 2014, la principale thématique (32 %) concerne comme chaque année, la qualité de distribution
électrique : 32 % des plaintes avec 41 réclamations.
La seconde thématique porte sur les anomalies techniques liées à des sinistres, à la vétusté du
patrimoine et à des dégradations avérées ou supposées après travaux : 33 en 2014 (contre 4 en
2013), 18 concernant ERDF et 15 le Syndicat. Le SDE35 a ainsi été convoqué à 5 expertises liées à
des sinistres dans le cadre des travaux sous maîtrise d’ouvrage du SDE35.
Les trois autres principales thématiques concernent :
o Les demandes de déplacement d’ouvrage (16 %), dont les démarches requises sont
particulièrement mal connues : émanant aussi bien des mairies que des particuliers, elles
portent sur des mises en conformité, des déplacements de supports ou de lignes dans le
cadre de projets de travaux ou pour raisons esthétiques ;
o Les dispositions administratives, juridiques, contractuelles et financières (12%) :
demandes des mairies au sujet d’aides financières, demandes de remboursement de
matériel défectueux dans le cadre de défaut de qualité de tension, des contestations de
conventions de servitude ;
o Les demandes de renseignements (9 %) : quelques collectivités ont questionné le Syndicat
au sujet de projets techniques futurs ; les usagers transmettent des demandes concernant
des facturations de travaux ou des implantations de postes ou réseaux (élaboration de
devis).
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 22
L’origine :
Les deux principaux demandeurs sont les particuliers (45%) et les communes (service ou élus : 41
%).
Quelques dossiers sont transmis par ERDF ou les prestataires en charge de la maintenance de
l’éclairage public. A noter, pour la première fois, une réclamation transmise par le Médiateur de
l’Énergie.
Les entités sollicitées :
Parmi ces plaintes ou requêtes :
o 78 faisaient appel à l’intervention du concessionnaire ERDF, soit 56% des
réclamations (33 en 2013, soit 50%) ;
o 51, soit 37 % à celle du Syndicat (25 en 2012, soit 38 %).
o 3 plaintes furent destinées à EDF, mais concernaient des problématiques de
facturation et/ou de transmission d’information entre fournisseur et distributeur.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 23
o 3 réclamations ont ciblé des fournisseurs de matériel d’éclairage public dans le
cadre de dégradations prématurées d’équipements.
La forte hausse du nombre de réclamations en 2014 concerne ERDF (+ 37%) comme le Syndicat
(+38%).
Les réclamations ciblant ERDF :
Le nombre de réclamations sollicitant l’intervention d’ERDF après avoir nettement baissé entre
2012 et 2013, a bondi de 37 % en 2014.
En 2013, les réclamations concernant ERDF touchaient seulement 4 thématiques ; en 2014 toutes
les thématiques ciblées par le Syndicat ont été traitées.
Les coupures électriques ou de baisse de tension (50 %) et les anomalies techniques (23 %)
représentent les deux principaux sujets.
0
20
40
60
80
100
120
140
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
3348 42 45 51 49
33
78
1 2
2
3
3222
24 20
4234
31
57
Réclamations ciblant ERDF Réclamation EDF Réclamations ciblant les autres entités
Réclamations 2014 : Evolution des nombres de réclamations par entité sollicitée
Réclamations ERDF 2014 : Répartitions des thématiques
15%
49%
3%
23%
3%3% 4%
Qualité de l'énergie distribuée
Délais et qualité desinterventions
Anomalie technique(dysfonctionnement horsqualité, avarie, vétusté, élagage)
Demande de déplacementsd'ouvrages
Dispositions adm., juridiques,contractuelles et financières
Demande de renseignements
Divers (taxes foncières...)
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 24
A l’instar du nombre total de réclamations en 2014, les plaintes pour qualité de l’énergie distribuée
ont nettement augmenté, comme celles concernant les déplacements d’ouvrage.
.
Les délais de réponse et de clôture :
Dans l’étude des délais des réclamations, trois types de délais peuvent été analysés.
o Le délai de réponse, qui correspond au délai entre la date de prise en compte de la
réclamation par le SDE35 et la date de la réponse définitive ; dans 42 % des cas une unique
réponse fut nécessaire ;
o Le délai de traitement qui comptabilise la durée de résolution de la problématique ;
o Le délai de clôture qui représente la durée entre la prise en compte de la réclamation par le
SDE35 et le traitement définitif de la problématique concrétisé par une intervention
définitive programmée, une problématique résolue…Dans la plupart des cas, les délais de
traitement et de clôture sont identiques.
Les délais de réponses définitives pour ERDF comme pour EDF se sont nettement améliorés en
2014, mais restent supérieurs à ceux du Syndicat qui ont légèrement augmenté quant à eux.
2638
30 29 2516
23
39
5
8
5 3 8 20 6
12
2
2
3 15 18 13
4
27
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Qualité énergie Demande déplacements d'ouvrage Autres thématiques
Réclamations 2014 : évolutions des thématiques des réclamationsciblant ERDF
Délai moyen de réponse de l'entité concernée en 2013 et 2014 (jours)
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 25
En 2013, les délais de clôture avaient été analysés. Les délais de traitement paraissent plus
pertinents à prendre en compte, aussi sont-ils présentés en 2014.
Les délais de traitement restent la plupart du temps plus limités que ceux de clôture puisqu’ils ne
prennent pas en compte le temps de récupération de l’information et de réponse définitives.
Malgré cet écart logique, la baisse des délais est bien notable en 2014, passant pour ERDF sous la
barre des deux mois.
Les thématiques :
En 2014, 3 733 réclamations ont été enregistrées, pour les clients particuliers. Indicateur en nette
baisse puisque 4 626 réclamations étaient comptabilisées en 2013 (-19,3%).
En 2014, les principales thématiques restent les problématiques de relevés et facturation, suivie de
près par la qualité de fourniture.
Les répartitions par thématique sont reportées ci-dessous pour l’année 2014.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 26
Les données du SDE et celles d’ERDF ne portent pas sur les mêmes échelles et sur les mêmes
thématiques ; elles sont donc difficilement comparables. La catégorie « Qualité de fourniture »,
communes au concédant et au concessionnaire, présente des valeurs assez différentes : 37 % des
objets des réclamations traitées par ERDF, contre 50 % pour le Syndicat.
Les délais de réponse :
Concernant les délais de réponse, le nombre de réponses communiquées sous 15 jours représente
94,4 % des réclamations (contre 75,3 % en 2013).
Les réclamations ne sont pas traitées de la même façon : les usagers ayant sollicité directement
ERDF reçoivent une réponse rapide, alors que le SDE35 doit attendre le plus souvent au moins 30
jours pour avoir une réponse.
La rapidité des réponses d’ERDF ne présage pas du contenu de celles-ci : celles fournies dans les 30
jours peuvent correspondre à des réponses d’attente. Le Syndicat prend en compte quant à lui les
réponses définitives permettant une clôture de la requête solutionnée ou en instance de résolution.
Les demandes traitées par le service Clients :
En 2014, 9 985 demandes de clients Brétiliens ont été reçues par le service clients. Ce qui représente une évolution de + 80 % par rapport à 2013. Le canal majoritaire de réception des demandes reste celui de la ligne téléphonique (83%) même si
les autres canaux (courriers, mail via le site erdf.fr) progressent.
Cette évolution du message d’accueil a permis une meilleure orientation des clients. En effet, les demandes de raccordement arrivant sur la ligne du service client ont fortement diminué en 2014, passant de 40 % en 2013 à 24,6 % en 2014.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 27
Origine : service Clients ERDF Bretagne
Chaque année, le Syndicat réitère son souhait d’avoir à disposition la liste détaillée des
réclamations par commune afin de pouvoir analyser de façon exhaustive cette thématique.
Par ailleurs, afin de bien distinguer les réclamations concernant le distributeur de celles concernant
le fournisseur, la thématique « Relevés et facturations » devrait être divisée avec des intitulés
explicites, comme c’est le cas pour les réclamations traitées par EDF.
La qualité des réponses aux plaignants :
Le Syndicat souligne la différence de qualité dans les réponses d’ERDF selon l’origine du service en
charge de cette réponse, dans le cas de réclamations concernant la qualité de distribution.
Les réponses de la direction territoriale sont précises, concrètes et font notamment référence aux
incidents réellement observés sur le réseau.
Les réponses de la direction inter-régionale sont rarement adaptées à la situation réelle du client.
Pour la deuxième année, EDF a fourni des données à l’échelle de la concession dans le cadre des
remises de fichiers : il s’agit des réclamations écrites (hors courriel) des particuliers tarifs bleus, y
compris celles faisant l’objet de l’instance d’appel.
Néanmoins, le Syndicat regrette que ce seul indicateur ne soit pas représentatif de l’ensemble des
sollicitations des usagers qui sont avant tout téléphoniques et maintenant également de plus en
plus fréquemment transmises par courriel.
Le processus de traitements de réclamations a fait l’objet d’une thématique du contrôle
opérationnel : voir paragraphe 8.1, ci-après.
En 2014, le nombre de réclamations écrites traitées dans le département s’élève à 4 148 alors
qu’en moyenne sur l’ensemble des départements de la région Ouest le nombre moyen s’élève à 3
213. Le facteur démographique reste bien sûr prédominant pour comparer les données
départementales entre elles.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 28
Dans le CRAC*, EDF évoque une stagnation de l’augmentation du volume de réclamations au niveau
national.
La facturation reste la principale cible de ces réclamations. Depuis 2013, le motif « Relèves,
facturations » est scindé en deux motifs distincts, ce qui permet de bien séparer les problématiques
concernant d’une part le distributeur et d’autre part le fournisseur.
27,1% des réclamations concernent directement le distributeur (-14% par rapport à 2013) :
relèves, relations avec le distributeur et qualité de fourniture et réseau.
Les thématiques qui suscitent le plus d’insatisfaction vis-à-vis d’une première requête, sont la
facturation et le recouvrement.
Le graphique ci-après présente de manière analogique la répartition des thématiques des
réclamations concernées par des instances d’appel.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 29
Pour l’ensemble des réclamations, EDF indique dans le CRAC* que seulement un tiers des
sollicitations sont de la seule responsabilité du fournisseur (mode de paiement, qualité de vente,
problématiques contractuelles…). Les autres réclamations se rapportent à d’autres problématiques
(qualité de la fourniture, mise en service/résiliation).
Autre information maintenant fournie à la maille concession, le délai de réponse sous 30 jours :
92,9 % pour les particuliers « tarif bleu ».
EDF évoque dans le CRAC* 2014 différentes actions visant l’amélioration de la satisfaction des
clients : augmentations du nombre de conseillers, adaptation des formations proposées aux
conseillers, élargissement des canaux de contacts des conseillers, démarches qualité dans le
management des équipes, analyse des causes de réclamations, traitement des réclamations via les
réseaux sociaux…
En cas de litige avec son fournisseur ou son distributeur d’électricité ou de gaz naturel, le
consommateur ou son représentant (association de consommateurs, avocat…) peut saisir le
Médiateur National de l’Énergie (MNE*) pour l’aider à régler le différend.
Près de la moitié des litiges sont signalés par téléphone, mais la saisine du Médiateur doit être
écrite afin d’être recevable.
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.
Les données ci-après ont été transmises par les services du Médiateur National de l’Énergie, et ne
prennent pas en compte les réclamations signalées par téléphone.
Répartition par énergie :
79 litiges ont été dénombrés sur 2014 sur la concession, dont 53 dossiers concernant l’électricité et
6 les deux énergies (gaz et électricité).
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 30
Répartition par thématique :
Les données présentées par thématique ne comprennent que la seule énergie électrique.
La distribution (« raccordement » et « qualité de fourniture ») ne représente qu’une faible part des
litiges (6%).
La contestation du niveau de consommation facturée diminue en 2014, tout en restant la
principale source de réclamations : pour la plupart, il s’agit de régularisations de consommations
sur plusieurs années, faisant suite à l’absence de relevé de compteur par le distributeur et/ou à
l’absence de prise en compte par les fournisseurs des index relevés. Dans cette thématique sont
également enregistrés de multiples cas de redressements de consommation consécutifs à des
dysfonctionnements de compteur.
La facturation, les prix et le règlement occupent également une part importante des sujets.
Litiges MNE Répartition par énergie (Concession)
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 31
La satisfaction des clients est présentée, pour le fournisseur historique, comme pour le distributeur
dans le Compte-Rendu d’ACtivités (CRAC*).
ERDF annonce la poursuite de son projet d’amélioration durable de la satisfaction des clients par
un accès simple et lisible au distributeur et une simplification de son organisation pour répondre
aux clients, avec notamment la mise en place d’un numéro local de traitement des demandes.
ERDF sonde la satisfaction des clients par des enquêtes menées par des instituts de sondage par
segment de clientèle, à l’échelle régionale « Bretagne » ou «Grand Ouest ». Les questions portent
sur les principales thématiques techniques : qualité de fourniture, relevé des compteurs,
raccordement, mise en service de l’installation électrique.
A la maille de la concession, l’indicateur global de satisfaction a augmenté en 2014 pour les clients
particuliers et professionnels ≤ 36 kVA : plus nettement pour les clients particuliers (+2,5 %) que
pour les clients professionnels pour des puissances souscrites inférieures ou égales à 36 kVa (+1,2
%).
Les données sur la satisfaction client, au niveau de la Région Bretagne, concernant les clients
professionnels (≤ 36 KVA) par type de réclamations n’apparaissent plus dans le CRAC*. Ainsi que les
données à l’échelle de la Région ERDF « Ouest » pour les clients BT* ≥ 36 kVa et les clients raccordés
en HTA, les clients C2-C4 et les clients CARD*.
Le graphique suivant, n’interprète que les données de satisfaction clients particuliers et clients
professionnels (≤ 36 KVA), pour les raccordements sur la concession, pour la période 2014. Les
données ne sont pas comparables avec les périodes précédentes, elles étaient à l’échelle régionale
(Bretagne ou « région » EDF) et non à l’échelle de la concession.
+1,2%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 32
La clientèle chez EDF est répartie en 3 segments : clients « Particulier », « Collectivités locales » et
« Entreprises/Professionnels » (PME, PMI, artisans, commerçants, professions libérables et
agriculteurs exploitants, entreprises tertiaires…).
L’indicateur synthétique de satisfaction pour les « Particuliers » repose sur deux segments de
clientèle : ceux-qui se déclarent « très » ou « assez satisfaits » par leur contact avec EDF. Ces
critères sont mesurés au niveau national.
L’indicateur de satisfaction des « Entreprise/Professionnel » et des « Collectivités locales » est
calculé au niveau national, sur une base de note supérieur ou égale à 6 sur 10.
Deux modalités d’enquête sont réalisées :
Pour les clients « particuliers », les « entreprises/professionnels », une enquête sur
évènement menée chaque mois auprès des usagers ayant été récemment en contact avec
un conseiller EDF ;
Pour les clients « collectivités locales », choisies parmi des EPCI, communes, conseils
régionaux et généraux, il s’agit d’une enquête par téléphone réalisée par un institut de
sondage indépendant. 1 223 collectivités ont ainsi été interviewées en 2014.
Ces trois catégories restent stables. Le niveau de satisfaction le plus important est relevé pour les
particuliers, les collectivités ensuite, les entreprises restent les moins satisfaites.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 33
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 34
Délai de travaux de branchement :
Depuis 2010, ERDF transmet un indicateur relatif au délai moyen annuel de réalisation des travaux de branchements simples : soit 74 jours en moyenne sur les 3 dernières années sur la concession. En 2014 cet indicateur atteint 81 jours, contre 73 jours en 2013 (+10,9 %).
Délai de mise en service et résiliation : Depuis 2009, le concessionnaire communique les taux de prestations techniques de mises en service sur installation existante et de résiliation dans les délais standards ou convenus. Néanmoins, ces données fournies en 2010 et 2011 pour la région Bretagne sont portées depuis 2012 à l’échelle « ERDF Grand Ouest ». Elles marquent une relative stabilité.
Région ERDF Ouest 2012 2013 2014
Taux de mise en service sur installation existante dans les délais standards ou convenus
97,2% 96,5% 97,1%
Taux de résiliation dans les délais standards ou convenus 99,0% 99,0% 99,6%
Délai d’envoi des devis : Le CRAC* présente depuis 2012 deux données de délais moyens de prestations d’envoi des devis sans adaptation du réseau, conformément à un avenant au « protocole-indicateurs » de 2009, signé entre ERDF et la FNCCR* en mai 2011 concernant les indicateurs fournis par le distributeur et le fournisseur : les devis des consommateurs doivent être traités dans les 10 jours ouvrés alors que ceux des producteurs dans un délai inférieur au mois calendaire.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 35
Concession 2012 2013 2014
Pour les consommateurs BT* individuels de puissance <= 36 kVA
Taux de devis envoyés dans les délais (%) 91,3% 88,0% 79,80%
Délai moyen d'envoi du devis (jours ouvrés) 5 8 14
Pour les producteurs BT* individuels de puissance <= 36 kVA
Taux de devis envoyés dans les délais (%) 68,00% 85,30% 74,50%
Délai moyen d'envoi du devis (jours ouvrés) 31,9 25 41
En 2014, le délai moyen d’envoi du devis concernant les devis de raccordements consommateurs, comme celui relatif aux producteurs se détériorent nettement : + 6 jours et + 16 jours respectivement. Ces deux indicateurs ont ainsi dépassé les seuils ciblés. A noter que ces entités techniques chez ERDF sont distinctes en Bretagne.
Depuis 2010, EDF fournit au Syndicat des indicateurs portant sur le conseil aux usagers à l’échelle de la concession. Le nombre de conseils tarifaires est ainsi précisé dans le graphique ci-dessous ; après une augmentation de 15% entre 2012 et 2013, une légère baisse est à noter entre 2013 et 2014 (-0,77%). En 2014, ces conseils représentent 14 % des contrats « tarifs bleus », à raison d’un conseil par contrat.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 36
EDF transmet depuis 2011, plusieurs indicateurs concernant les contrats de fourniture de la concession pour les seuls tarifs bleus.
Le nombre de factures s’est porté à plus de 1,27 millions sur la concession en 2014. Une augmentation de 10,20 % est à noter entre 2013 et 2014. Cette donnée est difficilement interprétable d'une année sur l'autre car elle varie en fonction du choix du mode de paiement choisi par le client.
Les relevés de compteurs sont réalisés par ERDF deux fois par an. Si le distributeur ne peut réaliser cette prestation (compteur inaccessible et/ou client absent), le client doit transmettre son relevé au fournisseur. En 2014, 11,7 % des factures ont ainsi été arrêtées sur la base d’un auto-relevé, une tendance en croissance continue depuis 2011.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 37
Les graphiques ci-dessous présentent les taux de prélèvement (i.e. prélèvement automatique) et de mensualisations des clients « tarif bleu résidentiel ». Les factures des clients mensualisés font bien sûr l’objet d’un prélèvement automatique.
Ces deux modes de paiement pour les deux types de clientèle augmentent régulièrement et lentement. EDF présente également le taux de lettres de relance unique transmises en cas de non-paiement. La lettre de relance est adressée au client 3 jours après la Date Limite de Paiement (DLP) de la facture. Cette date limite de paiement se situe à J+15 par rapport à la date d'émission de la facture. EDF a envoyé 180 970 lettres uniques de relance en 2014. Une baisse de 5% est enregistrée par rapport à 2013, cette baisse confirme la tendance des 3 dernières années, mais reste néanmoins préoccupante.
EDF propose plusieurs indicateurs liés à la fluctuation des contrats nouveaux et renouvelés :
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 38
les nouveaux contrats sur branchements neufs : une nouvelle baisse de 12 % en 2014
les mises en service sur PDL (Point de Livraison) existant : une baisse de 5 % est constatée à nouveau, après une nette augmentation en 2013;
les réabonnements sans interruption de fourniture : contrats reconduits dans le cadre d’une mobilité du client. Cet indicateur connait une baisse plus significative de 5,7% entre 2013 et 2014, par rapport aux années 2012/2013.
Le graphique ci-après présente les taux de contrats résiliés à la demande du fournisseur :
par rapport au nombre total de contrats résiliés : une légère hausse est observée ; cet indicateur peut être rapproché des problématiques de paiement des usagers en situation de précarité ;
par rapport au nombre de coupures demandées par le fournisseur : une nette hausse est relevée.
Concernant les coupures demandées par le fournisseur, il est important de préciser les deux points suivants :
en général, si le client ne se manifeste pas, le contrat est résilié par EDF environ 15 jours après la coupure ;
parmi les coupures réalisées, un grand nombre concerne des clients ayant quitté leur logement en laissant une dette. Le nombre de coupures réalisées n'est pas significatif d'une réalité de précarité.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 39
Le nombre de coupures demandées par ERDF a fortement progressé, mais dans une moindre mesure les coupures effectives. Elles représentent 24,8% des demandes d’EDF (61,4% l’année précédente). Parmi les coupures réalisées, un grand nombre concerne des clients ayant quitté leur logement en laissant une dette. Les données 2013 ont été modifiées car une différence de périmètre existe entre celles de 2013 indiquant les coupures fermes et celles de 2014 correspondant à la somme des coupures fermes et conditionnelles.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 40
EDF présente dans le compte-rendu d’activité les différents indicateurs relatifs à l’aide aux
personnes en difficulté de paiement.
La Tarification Spéciale de l’Electricité "produit de première nécessité" a été mise en place par le décret du 8 avril 2004. Il prévoit que la tarification sociale soit ouverte aux personnes physiques 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). Le nombre de dossiers TPN* traités ne cesse d’augmenter avec une évolution de +63,3% en 2014, du fait des dispositions d’automatisation des procédures d’attribution (depuis la publication du décret n° 2012-309 du 6 mars 2012). Au niveau concession, le nombre de dossiers est de 26 653 en 2014 (soit + 57,9 %) de plus qu’en 2013.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
2012 2013 2014
9 958
16 874
26 653
Nombre de dossiers TPN traités
+ 57,9%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 41
Les usagers TPN* représentent 5,3 % des contrats au tarif bleu (3,8 % en 2013). Conformément à la loi Brottes d’Avril 2013, le Syndicat Départemental d’Energie d’Ille-et-Vilaine contrôle depuis 2014 l’application des tarifs sociaux auprès de l’ensemble des fournisseurs.
Hors trêve hivernale, le service minimum est un dernier recours pour éviter la suspension de fourniture d'électricité. Lorsqu’EDF ne peut entrer en contact direct avec son client en situation d'impayés, le SMI est installé pour ne pas interrompre la fourniture d'électricité. Il s'agit pour EDF d'alerter le client et de l'inciter à réagir en prenant contact avec EDF. La fourniture maintenue équivaut à une puissance de 1000 W ; elle permet, par exemple, de s'éclairer et d'utiliser un chauffage d'appoint. Le SMI évite la suspension d'électricité, et laisse ansi au client un délai de 8 jours pour se manifester. Sans contact du client une coupure ferme est alors programmée. Par ailleurs, pendant l’hiver, EDF ne suspend pas l’électricité pour les clients bénéficiant ou ayant bénéficié d’une aide du Fonds Solidarité pour le Logement (FSL) dans les 12 derniers mois précédant le 1er novembre de l’année en cours. L’évolution de cet indicateur sur les trois dernières années (+1,52% en 2013 et +96,8 % en 2014) manifeste également l’augmentation de la précarité énergétique.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 42
Le service « accompagnement énergie », lancé par EDF début 2010, permet d'apporter gratuitement, une solution personnalisée, à tout client, qui informe EDF, de sa difficulté à payer sa facture d'électricité. Le conseiller d'EDF, vérifie que le client bénéficie du tarif qui correspond à son mode de consommation et lui donne des conseils en matière d'économies d'énergie. Il peut également lui proposer un mode de paiement plus adapté à sa situation, ainsi qu'un nouveau délai de paiement. Si nécessaire, le conseiller d'EDF, oriente le client vers les services sociaux à qui il transmet un compte rendu détaillé de la situation du client, afin de faciliter sa prise en charge. Pendant les démarches, le client bénéficie du maintien de son alimentation électrique à la puissance souscrite, un objectif majeur étant d’éviter le plus possible la suspension de fourniture pour impayés.
La forte croissance de cet indicateur (+55% en 2012 puis +44% en 2013) est liée à la crise qui impacte le nombre de personnes en difficulté de paiement.
+ 96,8%
+ 1,52%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 43
Pour la deuxième année, EDF fournit cet indicateur à l’échelle de la concession, mais dans les fichiers de données : 6 785 usagers ont bénéficié du service d’Accompagnement Energie, soit + 38,6% par rapport à 2013.
Comme le SDE35, EDF verse annuellement un contribution au Fonds de Solidarité Logement (FSL*) qui apporte un soutien financier sous forme de prêts ou de subventions au public précaire, dans les domaines de l’eau, de l’énergie et du logement.
Pour le département d’Ille-et-Vilaine, 225 000 euros ont ainsi été versés par EDF en 2014, dont 13 % sont consacrés à des actions préventives en faveur de la maîtrise de l’énergie auprès des usagers.
Le nombre de dossiers acceptés pour une aide dans le domaine de l’électricité a baissé en 2014 (-17,5%) : 2 419 usagers au tarif bleu ont ainsi été aidés pour le paiement de leurs factures d’électricité.
- 17.5%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 44
Critère B* en nette baisse : 50 min (74 min vs 2013)
Critère B* communes rurales : 103,9 min
Critère B* communes urbaines : 20,4 min
Taux incidents BT* stagne : 7,22 / 100 km
Fréquences de coupure moyennes : très brèves en
hausse, brèves et longues en baisse
Tenue de tension réglementaire respectée
Nouvelle méthode d’évaluation des chutes de tension
Critère B communes rurales à améliorer notamment
dans certaines zones ciblées
Temps de coupure pour travaux à limiter
conformément au cahier des charges
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 45
Le suivi et le contrôle de la qualité de distribution de l’électricité s’appuient sur l’analyse de 2
familles d’indicateurs :
Les indicateurs de coupure, qui reflètent la continuité de l’alimentation :
o le critère B* correspond au temps moyen de coupure basse tension par usager et
par an
o le taux d’incidents illustre la fiabilité du réseau,
o les fréquences de coupure longues, brèves et très brèves,
les nombres de clients et départs mal alimentés, représentant la qualité de tension dont
les valeurs minimales et maximales répondent à des obligations réglementaires.
Ces indicateurs sont également analysés dans le cadre des conférences départementales « Loi
NOME* », mises en place en Ille-et-Vilaine depuis décembre 2012.
Celles-ci ont pour objectif le partage des informations relatives aux investissements des maîtres
d’ouvrage (ERDF et SDE35), programmés pour l’année à venir. Ces planifications et coordinations
de travaux sont alors mises en œuvre à l’appui du bilan détaillé présentant les niveaux de qualité et
l’état du patrimoine durant l’année en cours.
Le critère B* correspond à la durée moyenne annuelle de coupure d’un usager alimenté en Basse
Tension.
Il doit être analysé au regard des différentes causes de coupure : évènements exceptionnels,
incidents, travaux, interventions sur le réseau Haute Tension.
Comme pour les quatre précédents exercices de contrôle, le Syndicat a reconstitué lui-même les
données de critère B* par commune à partir des fichiers présentant l’ensemble des coupures.
Le concessionnaire ne peut remettre au SDE les données par commune en présentant le motif
suivant : « le contrôle s’entend au niveau de la concession et la maille d’analyse du critère B* est
bien celle-ci ».
La comparaison des cartes représentant les données reconstituées par le Syndicat et celles
transmises par ERDF, permet de mettre en évidence un faible écart entre ces deux types de
données.
En 2014, le critère B* toutes causes confondues s’établit à 50,4 minutes pour le département, et est
en nette baisse après une année 2013 marquée par des tempêtes nombreuses où cet indicateur
atteignait 74 minutes. 7 minutes de coupure furent attribuées à ces perturbations climatiques, le
critère B* toutes causes confondues hors incident exceptionnel atteignant ainsi 67 minutes.
Aucun incident exceptionnel ne vient corriger le critère B* en 2014.
L’indicateur reste est inférieur aux données régionales (162 min) et nationales (67 min), hors
incident.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 46
Exception faite de l’année 2013, le critère B*, Toutes Causes Confondues, retrouve la relative
stabilité observée depuis 2009.
La meilleure tenue du réseau HTA* en 2014 explique la nette baisse des durées de coupures en
2014, les coupures pour travaux restant relativement stables. Les coupures sur le réseau BT* liées
aux incidents amorcent également une lente baisse depuis 2012.
La durée des coupures pour travaux sur le réseau HTA* varie sensiblement d’une année à l’autre
depuis 2010.
Les travaux liés au plan de vérification des transformateurs pouvant contenir de faibles quantités
de PCB* (polychlorobiphényles) n’imposent maintenant plus que des temps de coupures minimes :
0,7 minutes (0,5 minutes en 2013), contre 4,6 en 2011 et 1,1 en 2012.
LA QUALITE DE L'ENERGIE 2010 2011 2012 2013 2014 Moyenne 2011-2014
Total département 35
Critère B* (min) 58,1 62,9 55,7 74,1 50,4 60,8
Critère B BT (min) 9,8 10,6 12,7 12,6 10,1 11,5
BT travaux (min) 3,7 2,9 2,9 3,1 3,8 3,2
BT incidents (min) 6,1 7,7 9,8 9,5 6,3 8,3
Critère B HTA (min) 48,0 52,0 39,0 60,2 39,1 47,6
HTA travaux (min) 20,4 14,4 13,6 18,0 16,9 15,7
HTA incidents (min) 27,6 37,6 25,4 42,2 22,2 31,8
Amont (min) 0,2 0,3 4,0 1,4 1,2 1,7
Critère B pour travaux BT+HTA (min) 24,1 17,3 16,6 21,1 20,7 18,9
Critère B pour incidents BT+HTA (min) 33,9 45,6 39,2 53,0 29,7 41,9
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50A
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 47
Depuis l’année 2011, le temps de coupure consécutif aux interventions d’élagage marque une tendance à la hausse, directement liée à l’augmentation des longueurs traitées ainsi qu’aux renforcements des dispositions réglementaires. En 2014, ce temps de coupure atteint 9 minutes : voir chapitre 5.2.
La part de coupures affectées aux incidents a nettement baissé en 2014 et représente près de 60 %
de la durée totale de coupure.
La part des coupures sur le réseau HTA* tient une part prépondérante (78% des coupures sur le
réseau HTA* en 2014) et la part des incidents HTA* représente 44 % du temps de coupure global.
On rappellera en effet qu’un incident sur le réseau HTA* impacte en moyenne 1000 clients contre
30 clients sur le réseau BT*.
Dans le cadre de la programmation des investissements dans un contexte de prévention des
coupures, le critère B* lié aux incidents témoigne de la fragilité des réseaux, notamment face aux
intempéries.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 48
Le critère B* présente une forte disparité lorsqu’on distingue les valeurs des communes urbaines et
rurales (typologie selon les critères du FACE*) : un critère B*plus important pour les communes
rurales, très fortement impactées par les coupures du réseau HTA* et en amont.
Les durées totales de coupure sont plus de 5 fois moins longues dans les communes urbaines que
dans les communes rurales.
Les origines sont réparties sensiblement de la même façon entre les incidents et les travaux : plus
de 80 % de la durée de coupure ont pour origine les incidents en commune rurale, et 60 % de la
durée en commune urbaine.
Critère BTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Critère B total (min) 50,4 103,9 20,4
Critère B amont incidents (min) 1,2 1,2 1,2
Critère B HTA incidents (min) 22,2 48,2 7,6
Critère B HTA travaux (min) 16,9 40,4 3,7
Critère B BT incidents (min) 6,3 8,7 5,0
Critère B BT travaux (min) 3,8 5,4 3,0
Critère B pour incidents BT+HTA (min) 29,7 58,1 13,7
Critère B pour travaux BT+HTA (min) 20,7 45,8 6,6
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50A
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 49
103 communes ont un critère B* en dessous de la moyenne (50,4 minutes) en 2014.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 50
Les zones pénalisées par des temps de coupures atteignant plus de deux heures (communes en
orange et rouge au nombre de 119 en 2014) sont plus dispersées que les années précédentes.
La zone située autour de Plélan au niveau de la forêt de Brocéliande reste encore très marquée par les durées de coupure, ainsi que l’est de l’agglomération de Fougères et la vallée du Couësnon. Ce même indicateur observé sur 3 années, fait apparaitre les zones régulièrement affectées par les
coupures : les communes rurales d’une frange Nord du département, la zone nord et est en
périphérie de Fougères, et quelques groupements de communes plus dispersées.
La fragilité du réseau peut être plus finement analysée au regard de l’indicateur critère B* HTA*
incidents afin de localiser les zones prioritaires de renouvellement du réseau, pris en charge par le
concessionnaire.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 51
Quatre zones impactées par les incidents HTA* se détachent plus visiblement : autour de la vallée
du Couësnon, à l’est du Pays de Fougères, en bordure est du littoral, dans le secteur de la forêt de
Paimpont et au sud-est du département.
Ces zones se retrouvent assez distinctement sur la carte présentant les données moyennes 2012-
2014 (ci-après).
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 52
La commune de Paimpont et ses voisines du nord conservent un taux de coupure important lié aux
risques engendrés par leur fort boisement, lors d’épisodes météorologiques ventés.
La zone entourant la commune de Dol, au Nord du département, fait l’objet depuis 2013 de travaux
d’ampleur par le concessionnaire, et également par le Syndicat qui accompagne ERDF en
intervenant sur le réseau BT* des secteurs concernés.
Ces travaux HTA* consistent à limiter les risques liés aux forts phénomènes venteux par le
remplacement des réseaux aériens les plus fragiles.
Ces opérations sont intégrées à un plan global d’intervention mis en place par ERDF, intitulé «Plan
Aléas Climatiques » qui a également vocation à résorber les réseaux situés dans les secteurs boisés
ou soumis aux inondations et aux phénomènes caniculaires.
L’analyse de l’origine « Incidents » pour la Basse Tension mérite d’être distinguée entre communes
rurales et urbaines. En effet, suivant le contrat de concession, la maitrise d’ouvrage des travaux sur
les réseaux BT* est principalement assurée par le Syndicat sur les communes en régime rural et par
ERDF sur celles en régime urbain.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 53
Cet indicateur est plus dispersé pour le réseau BT*, bien que des secteurs au Nord du département
et autour de la forêt de Brocéliande soient assez marqués ; les communes à fort taux de coupures se
situent aussi bien en zone urbaine et qu’en zone rurale.
Les principales interventions sur l’année 2014 se sont portées sur les zones les plus affectées par les coupures travaux.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 54
Les coupures pour travaux sur le réseau BT* sont plus difficiles à interpréter car elles peuvent être variables en quantité et en durée pour des opérations de même typologie. Leur dispersion géographique est assez nette tant pour les communes urbaines que rurales.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 55
Après trois années de stabilité, le taux d’incidents mesuré sur 100 km de réseaux a augmenté de
façon significative depuis l’année 2012.
Le réseau BT* des communes rurales subit plus de deux fois plus d’incidents que celui des
communes urbaines.
Les cartes ci-dessous illustrent la dispersion importante des valeurs pour les communes rurales
comme pour les communes urbaines. 93 communes (contre 89 en 2013) rencontrent plus de 10
accidents/100 km et près du tiers des communes rurales se situent au-dessus de la moyenne de
7,22 incidents / 100 km.
Incidents BT/100 kms 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Total département 35
Nombre d'incidents BT 894 1 022 1 007
Taux d'incidents / 100 kms 5,52 5,36 5,46 6,49 7,36 7,22
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50D
Incidents BT/100 kmTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre d'incidents BT 1 007 709 298
Taux d'incidents / 100 km 7,2 8,0 5,9
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50C
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 56
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 57
La continuité de l’énergie s’apprécie également au regard des nombres moyens annuels de
coupures, c’est-à-dire les fréquences de coupures, qui se décomposent en 3 types :
les microcoupures ou coupures très brèves, inférieures à 1 seconde ;
les coupures brèves : de 1 seconde à 3 minutes ;
les coupures longues : plus de 3 minutes.
Avec une moyenne de 1,33, les fréquences de coupures brèves évoluent peu sur les 5 dernières
années.
Les fréquences de coupure longues (0,65) baissent nettement en 2014 après quatre années
fluctuant autour de la valeur de 0,8 coupures.
La hausse des fréquences très brèves se confirme depuis 2010.
On rappellera que les coupures brèves et très brèves sont la conséquence du déclenchement
des appareils de protection présents sur le réseau aérien HTA*. Une coupure brève est
provoquée en cas de persistance (environ 3 coupures) d’une coupure très brève.
Ainsi en proportion le nombre de coupures des fréquences très brèves est environ trois fois plus
important.
Les départs HTA* à typologie prépondérante en aérien sont les plus exposés à ces coupures très
brèves et brèves.
Nombre moyen annuel de coupures
(fréquences de coupures)2 011 2 012 2 013 2 014
Total département 35
Fréquence de coupures très brèves (< 1s) 3,95 3,87 4,41 4,52Fréquence de coupures brèves (> 1s et < 3 min) 1,10 1,31 1,45 1,33
Fréquence de coupures longues (> 3 min) 0,71 0,84 0,90 0,65Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 58
La différenciation entre communes urbaines et rurales est particulièrement marquée pour la
fréquence de coupures très brèves.
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
4,50
5,00
2 010 2 011 2 012 2 013 2 014
3,14
3,95 3,87
4,41 4,52
1,261,10
1,311,45
1,33
0,850,71
0,84 0,900,65
Fréquence de coupures très brèves (< 1s) Fréquence de coupures brèves (> 1s et < 3 min)
Fréquence de coupures longues (> 3 min)
Evolution des fréquences de coupures
Fréquence de coupuresTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Fréquence de coupures très brèves (< 1s) 4,5 10,0 1,4
Fréquence de coupures brèves (> 1s et < 3 min) 1,3 2,7 0,6
Fréquence de coupures longues (> 3 min) 0,7 1,2 0,4
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50B
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 59
En 2014, le quart Sud-Ouest et le quart Nord-Est apparaissent particulièrement pénalisés par les
fréquences de coupures très brèves.
Les fréquences de coupures très brèves sont marquées depuis 2010 dans la vallée du Couësnon,
dans le pays de Fougères ainsi que le quart Sud-Ouest.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 60
Pour les coupures brèves, deux zones apparaissent plus fragiles, dans l’axe Rennes Antrain et
autour de Plélan et Paimpont.
50 communes cumulent 4 ou plus de 4 coupures annuelles depuis 2010. Elles sont dispersées sur
l’ensemble du département.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 61
Seulement 15 communes du département ont subi 3 ou plus de 3 coupures longues durant l’année
2014.
11 communes sont concernées par plus 3 de coupures annuelles sur les 5 dernières années.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 62
La qualité de l’électricité peut également être analysée au regard de la tenue de tension
d’alimentation. Celle-ci doit respecter le décret n°2007-1826 et son arrêté d’application du 24
décembre 2007, modifié par celui du 18 février 2010, qui ont porté la plage de tension BT* de (230V
- 10%, 230V + 6%), à (230V -10 %, 230V +10 %).
La tension en tout point du réseau BT* doit être comprise entre 207 et 253 volts contre 207 et 244
volts auparavant. Pour permettre d’utiliser toute la plage de tension autorisée, ERDF a mis en
œuvre en mars 2011 un nouveau plan de tension qui consiste principalement à relever le niveau
général de la tension sur les réseaux BT* pour réduire ainsi le nombre d’usagers qui bénéficie d’une
tension inférieure à 207 volts.
Ceci nécessite de relever le niveau de tension des réseaux HTA*, mais aussi de relever les niveaux
de tension de sortie des transformateurs, lorsque les appareils le permettent. Dans la pratique, ce
type d’opérations est peu pratiqué et il subsiste une grande incertitude sur le niveau de qualité de
tension perçu par les usagers et la qualité théorique consécutive à l’application de ce nouveau plan
de tension.
La mesure de la qualité de tension est en général évaluée grâce à 2 indicateurs :
le nombre de départs BT* mal alimentés (DMA*) lorsqu’au moins un usager du départ
bénéficie d’une tension hors de la plage réglementaire ;
le nombre d’usagers mal alimentés (CMA* pour Client Mal Alimenté) : il s’agit du nombre
d’usagers qui bénéficient d’une tension hors de la plage réglementaire.
Le décret n°2007-1826 du 24 décembre 2007 prévoit des seuils, en deçà desquels, les objectifs fixés
par celui-ci, sont considérés comme non respectés et ouvrent droit à des pénalités.
Ainsi, le décret qualité est considéré comme respecté si ce taux de CMA* n’excède pas 3% sur
l’ensemble des communes du département.
Les données de CMA* transmises par ERDF marquent une très nette baisse en 2010, baisse lente et
continue les années suivantes.
QUALITE ET CONTINUITE de l'ENERGIE 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Nombre de clients mal alimentés 7 913 3 754 3 091 2 637 2 353 1 960
% de clients mal alimentés 1,5% 0,7% 0,6% 0,5% 0,4% 0,3%
Nombre de départs mal alimentés 1 342 707 618 559 529 529
% de départs mal alimentés 3,6% 1,8% 1,6% 1,4% 1,3% 1,3%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50E
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 63
Le concessionnaire l’explique par :
l’adaptation du plan de tension
l’actualisation de l’outil statistique de mesure
les mises à jour du profil de consommation des clients et des chroniques de température.
L’explication retenue par le SDE35 reste la modification de l’outil de calcul et des paramètres qui lui
sont associés. ERDF s’appuie sur des règles de calcul de probabilité qui n’ont pas été évaluées par
les Autorités Concédantes de Distribution ou la FNCCR*.
En juin 2015, à l’occasion de la conférence FACÉ*, dont l’objectif est d’élaborer l’inventaire des
réseaux publics d’électricité en zone rurale, le SDE35 a pu rappeler l’existence d’écarts, s’agissant du
nombre de CMA*, entre les valeurs communiquées par ERDF et issues de la base « SIG » et celles
restituées par le Syndicat.
Après l’étude commune de quelques dossiers, ERDF et le SDE35 ne sont entendus sur un indicateur
moyen de CMA* par nombre de DMA* (Soit en moyenne 4,5 Clients Mal Alimentés pour un Départ
Mal Alimenté) pour ainsi ajuster en conséquence les indicateurs SIG.
86 % des Clients Mal Alimentés se situent dans les communes rurales.
Qualité de la tensionTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre de clients mal alimentés 1 960 1 692 268
% de clients mal alimentés 0,34% 0,82% 0,07%
Nombre de départs mal alimentés 529 376 153
% de départs mal alimentés 1,31% 1,74% 0,81%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50D
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 64
Le cahier des charges de concession exige dans l’article 11 modifié par l’avenant n°1, que le nombre
de Clients Mal Alimentés du régime urbain soit ramené à 1% en fin d’exercice. Cette condition est
largement remplie.
23 communes, soient 6,5 % des communes rurales ont des valeurs de CMA* supérieures au seuil de
qualité de 3% défini dans le décret n°2007-1826 du 24 décembre 2007.
On les retrouve notamment en aval de la vallée du Couësnon, autour du Grand Fougeray et dans le
quart Sud-Ouest du département, notamment autour de Maure-de-Bretagne.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 65
Le protocole FNCCR* de 2009 statuant sur les indicateurs à produire par les concessionnaires,
exige la fourniture de données relatives aux contraintes de tension. Un départ BT* est classé en
« contrainte de tension » lorsqu’il comporte au moins un client pour lequel le niveau de tension
à son point de livraison sort de la plage de variation admise par rapport à la tension nominale (-
+10 % - 10 %).
ERDF fournit ces données depuis 2012, à l’échelle départementale, pour le réseau BT*
(dépassement à plus de 10 % de la tension nominale) et HTA* (dépassement à plus de 5 % de la
tension nominale).
Le niveau des départs BT* en contrainte de tension de plus de 10% a légèrement baissé ; la
baisse du
taux de départs HTA* pour lequel la chute de tension est supérieur à 5% de sa tension
contractuelle, est beaucoup plus nette.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 66
Le cahier des charges de concession, dans le cadre de l’article 11 modifié par l’avenant 1 du 31
Juillet 1992, définit également des seuils de qualité à respecter à partir de l’année 1998.
Ils correspondent à des indicateurs de coupure qu’aucun client ne doit subir sur une année, soit :
plus de 6 coupures longues sur défaillance du réseau HTA* ;
plus de 3 heures de coupures longues sur défaillance du réseau HTA* ;
plus de 70 coupures très brèves dues au réseau HTA* ;
plus de 30 coupures brèves dues au réseau HTA*.
Depuis l’année 2012, ERDF fournit les indicateurs suivants :
le nombre de clients subissant plus de 6 coupures longues sur défaillance du réseau Toutes
Causes Confondues ;
le nombre de clients subissant plus de 6 coupures longues sur défaillance du réseau à la
suite d’incident situé en amont du réseau BT* ;
le nombre de clients subissant plus de 30 coupures brèves Toutes Causes Confondues ;
le nombre de clients subissant plus de 3 heures de coupures longues en durée cumulée sur
l’année ;
le nombre de clients subissant plus de 3 heures de coupures longues en durée cumulée sur
l’année à la suite d’incident situé en amont du réseau BT*
le nombre de clients subissant plus de 6 heures consécutives de coupures longues, Toutes
Causes Confondues.
Ces indicateurs ne correspondent pas au cahier des charges car les coupures du réseau de
transport sont également comprises dans les données proposées par ERDF. Par ailleurs, le nombre
de clients subissant plus de 70 coupures très brèves dues au réseau HTA* n’apparait pas.
Cette seconde série de données répond néanmoins au protocole d’accord signé le 26 mars 2009
entre la FNCCR* et ERDF, qui n’évoque pas la notion d’origine des coupures et leur éventuel cumul.
Les indicateurs de continuité de fourniture fournis par ERDF sont présentés dans les deux
graphiques ci-après.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 67
L’ensemble des 6 indicateurs a connu une nette baisse entre 2013 et 2014.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 68
En 2014, 1,5 % des usagers ont subi plus 6 heures consécutives de coupures et 8,7 % plus de 3
heures de coupures longues (Toutes Causes Confondues dans les deux cas).
Les coupures longues, sont dues plus en majorité, à des incidents sur le réseau BT*.
Le contrat de concession évoque également l’engagement du concessionnaire à maintenir un temps
moyen de travaux inférieur à 5 minutes. Cet indicateur corrigé des opérations PCB*, n’est plus
respecté depuis plusieurs années.
Le décret n°2007-1826 et son arrêté d’application du 24 décembre 2007, a introduit un
indicateur évaluant la continuité globale hors évènement exceptionnel, en vue du suivi de la
continuité d’alimentation. Il correspond au pourcentage d’utilisateurs dont les points de
connexion connaissent dans l’année au moins l’un des critères suivants dépassé :
le taux de clients subissant plus de 6 coupures longues (> 3 min) dans l’année ;
le taux de clients subissant pus de 35 coupures brèves (> 1s et <= 3 min) dans l’année ;
le taux de clients subissant plus de 13 heures de coupures longues (> 3 min) dans
l’année.
Le seuil acceptable pour cet indicateur a été fixé à 5%.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 69
Source : ERDF
CL = Coupures Longues ; CB = Coupures Brèves
Entre 2013 et 2014, une nette baisse de l’ensemble des indicateurs peut être notée. Exception
faite de l’année 2013, ces données suivent une tendance à la baisse depuis 2011.
En 2014, les clients qui connaissent ces perturbations représentent 0,6% des usagers et 18% des
communes.
Le SDE35 avait souligné depuis plusieurs années le faible niveau d’exigence des seuils de ce décret,
tant pour la qualité de tension que pour la continuité de fourniture. Ces seuils inadaptés aux
données propres de la concession d’Ille-et-Vilaine conduisent à des résultats toujours favorables au
concessionnaire, sans tenir compte des défauts locaux.
La CRÉ, dans sa délibération du 6 Mars 2012, a déploré la dégradation globale du niveau d’exigence
réglementaire en matière de continuité d’énergie, à la suite de l’arrêté du 4 Octobre 2012 modifiant
ce décret qualité. Elle a souligné le fait que les imperfections de ce texte réglementaire n’ont pas
été corrigées malgré leurs remarques formulées en Octobre 2007.
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Nombre 753 217 1 302 560 1 393 4 023 485
Taux 0,1% 0,0% 0,2% 0,1% 0,2% 0,7% 0,0%
6 3 11 8 11 25 10
Nombre 11 467 708 988 591 9 - -
Taux 2,2% 0,1% 0,2% 0,1% 0,0% 0,0% 0,0%
16 2 5 5 1 - -
Nombre 1 183 2 446 2 734 5 493 3 259 5 752 2 860
Taux 0,2% 0,5% 0,5% 1,0% 0,6% 1,0% 0,5%
25 36 51 70 64 95 61
Nombre 13 273 3 185 4 478 6 227 4 378 9 065 3 324
Taux 2,6% 0,6% 0,8% 1,1% 0,8% 1,6% 0,6%
40 37 60 72 69 103 65 Nombre de communes concernées
Clients au-delà des seuils
Clients > 6CL
Nombre de communes concernées
Clients > 35 CB
Nombre de communes concernées
Clients coupés + 13h
Nombre de communes concernées
-
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Clients > 6CL Clients > 35 CB Clients coupés + 13h Clients au-delà des seuils
Evolution des indicateurs du décret qualité
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 70
Un groupe de travail réunissant des représentants d’ERDF ainsi que des représentants de la FNCCR* a proposé fin 2013 de compléter l’approche statistique de la méthode « GDO*-SIG », par la prise en compte de facteurs pouvant influencer localement cette évaluation. Ces nouvelles dispositions ont été mises en œuvre en 2015 pour l’évaluation de la qualité de l’exercice 2014 et s’appuient sur l’arrêté du 16 septembre 2014. L’évaluation locale réalisée en concertation entre l’AODE* et le concessionnaire porte sur plusieurs
facteurs d’influence :
1. les chutes de tension sur les réseaux HTA* excédant 5%
2. le réglage des prises des transformateurs HTA*/BT*
3. les résidences secondaires
4. le nombre de réclamations avérées non identifiées par l’outil GDO*-SIG.
Le SDE35 et la direction territoriale d’ERDF Ille-et-Vilaine ont échangé à ce sujet au début du
printemps.
Le SDE35 regrette que certaines données utiles au traitement de ce sujet en complète transparence
ne soient pas fournies par ERDF. Il s’agit des indications relatives au réglage des prises à vide. Le
motif présenté fut le suivant : « le réglage des prises à vide n’est pas une caractéristique intrinsèque
des transformateurs, mais un acte d’exploitation dont le concessionnaire n’a pas à rendre compte
de façon détaillée ».
Les échanges ont porté plus particulièrement sur les réclamations de qualité de tension qui n’ont
pas été relevées par l’outil GDO-SIG. 43 dossiers sont ainsi concernés pour l’année 2014, ce qui
impacte faiblement le facteur d’influence correspondant.
Le tableau ci-dessous présente les différentes pondérations affectées aux facteurs d’influence après
échanges entre le concessionnaire et le SDE35.
Source : ERDF
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 71
11 607 km de réseau HTA*
13 957 km de réseau BT*
15 819 postes de transformation
Taux d’enfouissement : 33 % HTA*, 39 % BT*
Renouvellement des cabines hautes
Renouvellement des ouvrages les plus vieillissants
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 72
Les réseaux HTA* comme BT* connaissent globalement une croissance lente, plus marquée
néanmoins pour les câbles souterrains (+3,4% pour la HTA* et +3,3% pour la BT*).
Seuls les postes préfabriqués sont en augmentation (+6,1 %), les postes sur poteaux et maçonnés
diminuent lentement. Les cabines hautes continuent leur régression avec 4,7% de moins qu’en 2013
; depuis 2011 la baisse du nombre de ces postes atteint 9,1%.
Réseau HTA 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Réseau HTA
Longueur totale HTA (kms) 11 379 11 464 11 539 11 607 0,6%
Dont longueur HTA souterrain 3 387 3 518 3 662 3 786 3,4%
Dont longueur HTA aérien nu 7 991 7 945 7 878 7 821 -0,7%
Dont longueur HTA aérien FS 25,3 24,8 24,8 24,1 -2,6%
Taux d'enfouissement HTA (%) 29,8% 30,7% 31,7% 32,6% 2,8%
Âge moyen HTA (année) 24,4 25,0 25,6 25,1 -1,6%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21B
Réseau BT 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Réseau BT
Longueur totale BT (kms) 13 676 13 781 13 884 13 957 0,5%
Dont longueur BT souterrain 4894 5071 5254 5428 3,3%
Dont longueur BT torsadé 5231 5276 5371 5537 3,1%
Dont longueur BT aérien nu 3551 3434 3258 2993 -8,2%
Dont longueur BT faible section (km) 958 925 866 787 -9,1%
Taux d'enfouissement BT (%) 35,8% 36,8% 37,8% 38,9% 2,8%
Taux fil nu BT (%) 26,0% 24,9% 23,5% 21,4% -8,6%
Taux fil nu faible section BT (%) 7,0% 6,7% 6,2% 5,6% -9,6%
Âge moyen BT (année) 25,8 26,1 26,1 26,0 -0,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21C
Postes de transformation 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Nombre de postes de transformation 15 333 15 514 15 666 15 819 1,0%
Postes sur poteau 8 102 8 071 8 020 7 988 -0,4%
Postes préfabriqués 3 440 3 661 3 890 4 129 6,1%
Postes maçonnés 3 791 3 782 3 756 3 702 -1,4%
Dont postes cabines hautes 1 285 1 261 1 226 1 168 -4,7%
Âge moyen (année) 24,9 25,3 25,7 26,0 1,1%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21D
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 73
Les postes connaissent la plus forte progression depuis 2012. La croissance des réseaux BT* et HTA*
a légèrement ralenti en 2014.
En 2014, 70% des câbles du réseau HTA* se situe sur le territoire des communes rurales contre 64
% pour le réseau BT*.
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
2011 2012 2013 2014
Longueur totale HTA Longueur totale BT Nombre de postes de transformation
Evolution des longueurs de réseau (km) et du nombre de postes de transformation
+0,5%
+0,7%
+0,7%
+1%
+0,7%
+0,8%
+1,2%
LE RESEAU HTATotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Longueur totale HTA (km) 11 607 8 116 3 491
Réseau souterrain 3 786 1 619 2 167
Réseau aérien nu 7 821 6 497 1 324
Réseau aérien faible section 24 21 3
Taux d'enfouissement 32,6% 19,9% 62,1%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21B
+0,6%
+1%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 74
Support HTA* sur la commune de Saint-Just (Juillet 2013)
Plus des deux tiers des postes (67,6 %) se situent sur le territoire des communes rurales. Ce chiffre
atteint 85% pour les postes cabines hautes.
LE RESEAU BTTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Longueur totale BT (km) 13 957 8 914 5 043
Réseau souterrain 5 428 2 479 2 949
Réseau torsadé 5 537 4 327 1 209
Réseau aérien nu 2 993 2 107 885
Dont aérien faible section 787 627 160
Taux d'enfouissement 38,9% 27,8% 58,5%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21C
LES POSTESTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre total de postes 15 819 10 680 5 139
Dont postes sur poteau 7 988 6 665 1 323
Dont préfabriqués 4 129 2 581 1 548
Dont maçonnés 2 534 433 2 101
Dont cabines hautes 1 168 1 001 167
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21D
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 75
Les différences des niveaux d’urbanisation liées à la typologie de communes expliquent les
répartitions contrastées observées au niveau des postes : des postes sur poteau dans les zones
rurales où les puissances requises sont souvent moins importantes et des postes maçonnés dans
des projets de développement urbain dense.
Le patrimoine de la concession porte également sur :
le taux d’enfouissement qui peut être mis en corrélation avec la fragilité du réseau,
notamment en cas d’intempéries ;
les taux de fil nu BT* et taux de fil nu BT* faible section, ouvrages considérés comme
obsolètes, car vulnérables en cas d’aléas climatiques en particulier ;
le taux de poste de type « cabines hautes », catégorie d’ouvrage âgée et obsolète ;
les données relatives aux départs BT* et HTA*;
l’âge des réseaux, critère pertinent dans l’analyse de la fiabilité du réseau et de la qualité de
distribution.
26%
30%
44%
Postes communes urbaines
Sur poteau Préfabriqués Maçonnés
2014
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 76
L’augmentation de l’enfouissement du réseau HTA* marque un léger ralentissement : 0,9 % en
2014 après plusieurs années de croissance s’élevant à 1%.
L’augmentation de l’enfouissement du réseau BT* quant à lui augmente de 1,1 point après
plusieurs années à 1 ou moins de 1 point. Le taux de fil nu BT* diminue notablement depuis 2010,
atteignant en 2014, une baisse de 9,6 % pour le réseau de nu de faible section.
A titre comparatif, le taux d’enfouissement HTA* à l’échelle nationale est de 46% et 35,2% en
Bretagne.
Le taux d’enfouissement BT* sur l’ensemble du territoire atteint 43% et 36,1% en Bretagne.
La disparité entre les communes urbaines et rurales est particulièrement marquée pour les réseaux
HTA*.
Taux d'enfouissement 2011 2012 2013 2014
Total département 35
Taux d'enfouissement BT (%) 35,8% 36,8% 37,8% 38,9%
Taux d'enfouissement HTA (%) 29,8% 30,7% 31,7% 32,6%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21F
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 77
Les principales zones urbaines, où le développement des réseaux a toujours été plus soutenu, ont
des valeurs de taux d’enfouissement avoisinants ou supérieurs à la moyenne du département.
Le facteur géologique est à prendre en considération dans la faisabilité de l’enfouissement,
notamment dans le nord du département où le sol est composé essentiellement de roches
granitiques, plus difficiles à extraire pendant les travaux.
L’agglomération rennaise et des villes de Vitré, Fougères et Saint-Malo, secteurs où le
développement urbain accompagné d’un fort déploiement des réseaux électriques, bénéficient
des plus forts taux d’enfouissement. 31 % des communes ont des taux d’enfouissement inférieurs
à 20 %.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 78
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 79
Les fils nus BT*, posés principalement avant les années 1970, sont les câbles les plus âgés du
réseau.
Parmi ces fils nus, les plus fragiles sont ceux de typologie « faible section » : ils correspondent aux
câbles aluminium acier de section inférieure ou égale à 22 mm² et aux câbles cuivre de section
inférieure ou égale à 14 mm².
Dépose de câble BT* « fil nu » sur la commune de Saint-Armel (Juin 2012)
En 2014, le réseau de fil nu représente 21,5% du réseau BT*, et la part de fil nu de faible section
5,6 % de celui-ci.
Cette répartition de fil nu est bien supérieure à la moyenne française (11% en 2014), mais reste
inférieure aux données bretonnes (25,6%).
Concernant le fil nu faible section, le taux national s’élève à 4% et le taux moyen breton se
rapproche de celui de la concession d’Ille-et-Vilaine : 5,4% et 5,6% respectivement.
Réseau BT 2010 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013Réseau BT
Longueur totale BT (kms) 13 528 13 676 13 781 13 884 13 957 0,5%
Dont longueur BT souterrain 4717 4894 5071 5254 5428 3,3%
Dont longueur BT torsadé 5199 5231 5276 5371 5537 3,1%
Dont longueur BT aérien nu 3612 3551 3434 3258 2993 -8,2%
Dont longueur BT faible section (km) 980 958 925 866 787 -9,1%
Taux d'enfouissement BT (%) 35% 35,8% 36,8% 37,8% 38,9% 2,8%
Taux fil nu BT (%) 26,7% 26,0% 24,9% 23,5% 21,4% -8,6%
Taux fil nu faible section BT (%) 7,2% 7,0% 6,7% 6,2% 5,6% -9,6%
Âge moyen BT (année) 25,5 25,8 26,1 26,1 26,0
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21C
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 80
Entre 2010 et 2014, la longueur de fil nu du réseau BT* a baissé de 17,1%, et en particulier de 19,7
% pour la part représentée par le fil nu faible section.
La réduction la plus importante est observée en 2014, deuxième année durant laquelle le
programme de résorption des fils nus, initié par le Syndicat en 2011, s’est pleinement développé :
8,2 % de réduction du réseau entre 2013 et 2014 et 9,1 % pour la part fil nu faible section.
La démarche de résorption des fils nus, du fait de leur fragilité, a été fixée comme un axe prioritaire
de la politique d’investissement du SDE35.
La proportion des réseaux fil nu faible section reste néanmoins importante dans le département,
notamment dans les secteurs nord et est et de façon plus dispersée dans le sud du département
comme le soulignent les cartes ci-après.
LE RESEAU BT FAIBLE SECTIONTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre total de postes 15 819 10 680 5 139
Réseau aérien nu 2 993 2 107 885
Dont aérien faible section 787 627 160
% réseau aérien nu 18,9% 19,7% 17,2%
% réseau faible section 5,0% 5,9% 3,1%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21H
-3,5% -2,2% -3,4%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 81
La comparaison entre les cartes 2014 et 2011 permet d’apprécier la régression du taux de fil nu
dans de nombreuses communes.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 82
Seules deux communes urbaines, soit 4 % de celles-ci, présentent plus d’un tiers de leur réseau BT*
en fil nu (communes en rouge et orange) alors que ce taux atteint 22 % pour les communes rurales
(77 communes). Entre 2013 et 2014, 19 communes ont franchi le cap du taux de de moins 30% de fil
nu.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 83
Trois secteurs comportant une proportion plus importante de fil nu faible section se détachent plus
particulièrement : une zone autour de Louvigné-du-Désert, une autour de Paimpont et une située
entre Chateaugiron et La-Guerche-de-Bretagne.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 84
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 85
es cabines hautes ont été construites avant les années 70. Chacune abrite un transformateur et
assure la répartition des réseaux aériens HTA* et BT* associés au transformateur.
Cabine haute rénovée sur la commune de Saint-Just (Juillet 2013) : structure extérieure et poste de transformation
Le nombre de cabines hautes en Ille-et-Vilaine s’établit à 1 168 soit 7,4 % des postes en 2014 sur un
total de 15 819 postes de transformation HTA*/BT*.
Leur remplacement répond à des contraintes techniques (vétusté, facteur accidentogène…) et/ou à
une valorisation esthétique du réseau sur le secteur concerné.
Ces ouvrages constituent les postes de transformation les plus âgés ; néanmoins un certain nombre
d’entre eux a fait l’objet de changement de transformateurs et/ou d’armement. Ces informations
sont maintenant partiellement fournies au SDE35 par le concessionnaire, dans le cadre de la
programmation des investissements suivant la démarche PCDMR*.
L’évolution moyenne sur les 4 dernières années est de -9,1 %, soit en moyenne -2,2 % par an, ce
qui, malgré une réduction plus dynamique d’année en année, est largement inférieur au taux
moyen qui serait nécessaire pour le remplacement de toutes les cabines hautes avant fin 2022,
année d’échéance du contrat.
Néanmoins, leur diminution s’intensifie nettement depuis l’année 2011.
Postes de transformation 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Nombre de postes de transformation 15 333 15 514 15 666 15 819 1,0%
Dont postes cabines hautes 1 285 1 261 1 226 1 168 -4,7%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21D
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 86
La proportion de cabines hautes est trois fois plus importante dans les communes rurales, secteur
où elles ont été plus largement développées.
Elles sont dispersées dans le département de façon relativement hétérogène.
La comparaison entre les cartes 2014 et 2011 permet de distinguer les communes dont le nombre
de cabines a été réduit à l’occasion des travaux de renforcement ou d’effacement des deux maîtres
d’ouvrage.
26 % des communes comportent plus de 5 cabines hautes sur leur territoire, et 11% aucune.
LES POSTES CABINES HAUTESTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre total de postes 15 819 10 680 5 139
Dont cabines hautes 1 168 1 001 167
% cabines hautes 7,4% 9,4% 3,2%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21I
+1,2% +1,2% +1% +1%
-1,6% -1,9% -2,8% -4,7%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 87
La proportion de cabines hautes est particulièrement forte sur une frange nord et sud du
département.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 88
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 89
Les départs BT* sont les portions de câbles alimentant le réseau basse tension à partir des postes de
transformation HTA*/BT*.
5 départs Basse Tension situés dans un poste de transformation
Crédits Photos SDE35
L’évolution positive du nombre de départs BT* souligne le dynamisme du développement du réseau
dans le département : + 4 % entre 2011 et 2014.
LES DEPARTS BT 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Nombre départs BT 38 845 39 451 39 963 40 382 1,0%
Nombre de postes HTA/BT alimentant les départs
BT 15 333 15 514 15 666 15 819 1,0%
Longueur totale en Km 13 675 741 13 780 629 13 883 654 13 956 946 0,5%
Nombre d'usagers BT total 549 511 559 574 565 200 572 081 1,2%
Longueur totale des départs en km 13 676 13 781 13 884 13 957 0,5%
Nombre d'usagers BT par km de réseau BT 40,2 40,6 40,7 41,0 0,7%
Longueur moyenne de réseau BT par usager en m 24,9 24,6 24,6 24,4 -0,7%
Nombre moyen d'usager par départ BT 14,1 14,2 14,1 14,2 0,2%
Longueur moyenne des départs BT en m 352 349 347 346 -0,5%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21F
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 90
Les différents graphiques ci-après illustrent la différence de densité relative au nombre d’usagers
sur le réseau BT* par type de commune : 23 usagers par km de réseaux ruraux contre 72,7 usagers
par km de réseaux urbains.
Ils sont plus longs (+20%) dans les communes rurales, facteur plus pénalisant pour la qualité de
distribution de l’énergie.
On comptabilise 43,4 mètres de réseau BT* par usager dans les communes rurales contre plus de
trois fois moins (13,8 mètres) dans les communes urbaines.
LES DEPARTS BTTotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Nombre départs BT 40 382 21 582 18 800
Nombre de postes HTA/BT alimentant les départs
BT15 819 10 680 5 139
Longueur totale en Km 13 957 8 914 5 043
Nombre d'usagers BT total 572 081 205 434 366 647
Longueur totale des départs en Km 13 957 8 914 5 043
Nombre d'usagers BT par km de réseau BT 41,0 23,0 72,7
Longueur moyenne de réseau BT par usager en
mètres24,4 43,4 13,8
Nombre moyen d'usager par départ BT 14,2 9,5 19,5
Longueur moyenne des départs BT en mètres 346 413 268
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21F
41,0
23,0
72,7
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
Total département 35 Communes rurales Communes urbaines
Nombre d'usagers BT par km de réseau BT
14,2
9,5
19,5
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
Total département 35 Communes rurales Communes urbaines
Nombre moyen d'usager par départ BT
24,4
43,4
13,8
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
Total département 35 Communes rurales Communes urbaines
Longueur moyenne de réseau BT par usager en mètres
346
413
268
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Total département 35 Communes rurales Communes urbaines
Longueur moyenne des départs BT en mètres
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 91
Près des deux tiers des usagers BT* se trouvent en zone urbaine, et le nombre de départs se
répartit presque équitablement, avec une majorité de 53 % de présence dans les communes
urbaines.
Les départs HTA* correspondent aux portions de câbles alimentant le réseau moyenne tension
depuis les postes sources*.
Départs HTA* issus du poste source*de Montfort-Sur-Meu
Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35
Caractéristiques des départs HTA 2011 2012 2013 2014
Nombre de départ 475 470 484 484
Longueur total réseau (km) 11 539 11 614 11 930 11 964
Aérien 8 303 8 125 8 186 8 098
Souterrain 3 421 3 488 3 744 3 866 Longueur moyenne des départs sur la concession (km) 24 25 25 25
Nombre de départs HTA de longueur supérieur à 70 km 10 9 7 9
Nombre de départs HTA à chute de tension comprise entre 5 % et 7 % 15 3 4 9
Nombre de départs HTA à chute de tension supérieure à 7 % 1 452 464 -
NB clients BT 553 665 558 840 573 945 580 745
NB clients MT 1 330 1 318 1 341 1 340
Nb OMT NC 2 396 2 396 NC
NB OMT bouclage NC 388 388 NC
NB OMT par départ HTA aérien NC 5,6 5,3 5,0 Source : B2-01 pluriannuel ; onglet Synthèse
NC = Donnée non communiquée
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 92
Les valeurs concernant les départs HTA* sont stables : au nombre de 484, leur longueur moyenne
est de 25 km.
Les données concernant les Ouvrages de Manœuvre Télécommandés (OMT*) avaient été fournies
par ERDF depuis l’année 2012 ; ce n’est plus le cas en 2014. Le développement de ces appareils
contribue à l’amélioration de la réactivité des équipes d’exploitation en cas d’incident sur le réseau.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 93
L’âge des ouvrages est un indicateur important qui permet de caractériser le patrimoine concédé et
d’analyser la corrélation entre le vieillissement des ouvrages et les évolutions de la qualité de
l’énergie.
Les réseaux BT* et HTA*, pour la première année, présentent un recul de leur âge moyen. Cette
situation pour la BT* est à associer à la résorption marquée du réseau BT aérien nu, le plus âgé dans
cette catégorie.
La tendance au vieillissement des postes perdure mais reste moins importante qu’en 2012 et 2013.
Elle atteint pour la première fois l’âge de la catégorie des ouvrages BT*, qui était jusqu’à présent la
plus ancienne.
L'ÂGE DU PATRIMOINE PHYSIQUE 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Réseau HTA
Âge moyen HTA (année) 24,4 25,0 25,6 25,1 -1,6%
Age moyen réseau aérien nu HTA 28,2 29,2 30,1 30,0 -0,4%
Réseau BT 0,0%
Âge moyen BT (année) 25,8 26,1 26,1 26,0 -0,4%
Age moyen réseau aérien nu BT 48,4 49,2 50,0 49,7 -0,6%
Postes de transformation
Age moyen postes (année) 24,9 25,3 25,7 26,0 1,1%
Age moyen cabines hautes 53,0 54,0 55,0 56,1 1,9%
% ouvrages de plus de 40 ans
HTA 9,5% 10,0% 11,6% 11,3% -2,9%
BT 25,4% 25,2% 24,1% 22,0% -8,4%
Postes de transformation 14,4% 14,7% 14,9% 15,4% 3,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21E
23,5
24,0
24,5
25,0
25,5
26,0
26,5
2011 2012 2013 2014
Âge moyen HTA (année) Âge moyen BT (année) Age moyen postes (année)
Evolution des âges des réseaux et postes
-1,6%
-0,4% +1,1%
+2,1%
+0,1%
+,1.6%
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 94
Les ouvrages ont une durée d’amortissement maximum théorique globale de 40 ans. Aussi, une attention particulière est portée sur les ouvrages dont l’âge aura dépassé cette valeur.
La part des postes de plus de 40 ans augmente plus nettement en 2014 et atteint la valeur de 15,4%. Pour les réseaux HTA*, cet indicateur reste stable : 11,3% de cette typologie a dépassé les 40 ans.
Pour la première année depuis 2011, la part des ouvrages BT* quarantenaire est en baisse et de façon nette : -8,4 % de longueur de réseau concernée en 2014, situation à mettre en corrélation avec les opérations de renouvellement des fils nus.
Cette limitation du réseau BT* quarantenaire est plus nette dans les communes rurales passant de 25,5% en 2013 à 22,8% en 2014 (Contre 21,4% et 20,6 % en communes urbaines).
Ce tableau multi-périmètre souligne néanmoins un âge du patrimoine plus avancé dans les communes rurales, pour les réseaux BT* et HTA*. Les postes sont plus âgés en moyenne dans les communes urbaines.
Le taux d’ouvrage de plus de 40 ans, concerne principalement :
une importante frange nord pour l’ensemble des ouvrages ;
le sud-est pour les ouvrages BT*;
quelques communes ponctuelles s’agissant des postes de transformation.
Un exercice comparatif entre les cartes 2011 et 2014 révèle également :
l’accélération du vieillissement du patrimoine pour le réseau HTA* et les postes de transformation
un recul du vieillissement pour le réseau BT*.
L'ÂGE DU PATRIMOINE PHYSIQUETotal
département 35
Communes
rurales
Communes
urbaines
Multipérimètre 2014
Âge réseau HTA 25,1 26,1 22,9
Dont réseau aérien nu 30,0 29,8 30,8
Réseau HTA âgé de plus 40 ans 11,3% 12,0% 9,7%
Âge réseau BT 26,0 26,4 25,3
Dont réseau fil nu 49,7 50,3 48,2
Réseau BT âgé de plus 40 ans 22,0% 22,8% 20,6%
Âge postes de transformation 26,0 25,7 26,6
Dont cabines hautes 56,1 56,0 56,6
Postes âgés de plus 40 ans 15,4% 13,7% 19,0%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21E
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 95
En 2014, l’âge moyen des ouvrages de la concession est d’environ 25,7 ans.
Une projection du vieillissement des ouvrages les plus obsolètes (aérien nu HTA*, aérien nu BT* et les cabines hautes) qui prend en compte la tendance évolutive observée entre l’année 2013 et l’année est proposée ci-dessous. Cette projection souligne la limitation du vieillissement depuis 2012, notamment pour les réseaux nus.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 96
Depuis 2012, l’une des priorités du Syndicat est d’interrompre ce vieillissement, voire de réduire la moyenne d’âge actuelle des ouvrages. L’opération de résorption des fils nus BT* répond pleinement à ces objectifs et porte ses fruits pour la première année. Les 3 graphiques ci-après présentent l’évolution des différentes typologies de câbles et postes suivant des périodes de 5 années. Ils permettent de mettre en valeur les époques constructives liées aux mutations et améliorations technologiques des ouvrages.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 97
L’enfouissement des réseaux HTA* a démarré significativement dans les années 80 et s’est amplifié
jusqu’à devenir la technique dominante dans les années 90. La part de l’aérien a nettement ralenti
depuis le début des années 2000.
Pour les réseaux BT*, les typologies « torsadé » et « souterrain » ont pris leur essor dans les années 70 au détriment de l’aérien. La technique souterraine est devenue majoritaire à la fin des années 90.
Ce graphique met ainsi en évidence le caractère vieillissant du réseau aérien BT* nu remplacé depuis les années 70 par du réseau torsadé, plus résistant.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 98
Le graphique ci-dessus illustre la priorisation nécessaire du renouvellement des postes « cabines hautes », dont les derniers exemplaires construits ont déjà plus de 40 ans.
Les modèles préfabriqués connaissent une croissance régulière notable depuis les années 1980 et représentent la principale typologie de postes construits, loin devant les postes sur poteau et les postes maçonnés, adaptés respectivement plus spécifiquement aux zones rurales et aux zones urbaines.
L’indicateur d’âge permet d’aborder la programmation des renouvellements d’ouvrage sous un angle préventif plus satisfaisant et pertinent que la mise en œuvre d’un traitement curatif à la suite d’incidents.
L’analyse des ouvrages sous l’angle de la typologie et de l’âge permet de plus de faire des projections quantitatives et de prioriser les investissements.
Dépose (Décembre 2012) d’un poste « cabine Haute » construit en 1956 sur la commune de La Dominelais
Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 99
Poste de transformation sur la commune de CHAUVIGNE
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 100
699 dossiers de travaux traités par le
concessionnaire : 315 km de réseaux posés et 280
postes de transformation installés
Des données précisées dans le cadre des rapports
« conférence Loi NOME »
L’élagage valorisé depuis 2010
Le traitement des transformateurs contenant du
PCB* conforme à la règlementation
Des données concernant l’élagage insuffisantes pour
assurer un contrôle précis
Aucune information précise relative aux
branchements et aux transformateurs
Une fourniture des articles 2 et 3 par ERDF non
exhaustive
Absence de données concernant les ouvrages non
localisés
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 101
La loi NOME* du 7 Décembre 2010 a instauré la mise en place de conférences départementales annuelles, organisées sous l’égide du préfet avec les Autorités Organisatrice de la Distribution et le concessionnaire ERDF dont l’objectif est la présentation des investissements réalisés et futurs sur le réseau électrique.
La sécurisation des réseaux et donc l’amélioration de la qualité de l’énergie distribuée représentent les enjeux de ce nouveau dispositif institutionnel qui doit conduire à une vision partagée des programmes de travaux sur le réseau électrique.
Pour la préparation et la présentation de chaque conférence, conformément aux dispositions réglementaires, le SDE35 prend en charge l’élaboration d’un rapport qui après un diagnostic qualité et la description du patrimoine de la concession, propose un état des lieux des travaux de l’année passée puis aboutit à la présentation des priorités d’investissements en cours et futures. Ces investissements comportent les opérations programmées par les deux maîtres d’ouvrage ainsi que des opérations coordonnées entre eux selon des priorités d’intervention liées à la sécurisation des ouvrages les plus fragiles.
Dans le cadre de ces conférences départementales, le concessionnaire transmet donc de manière exhaustive et précise les listes de travaux passés en cours et futurs, présentées selon une typologie de travaux commune aux deux maîtres d’ouvrage depuis 2013. Ce rapport de contrôle se contentera d’un bilan synthétique des travaux clôturés par le concessionnaire durant l’année 2014 ; le lecteur est invité à consulter les rapports des conférences loi NOME* présentés sur le site internet du SDE (www.sde35.fr, « Le SDE 35 », rubrique concession).
699 opérations (+12,5% comparativement à 2013), représentant un montant de 23,7 M€, ont été
clôturées par ERDF durant l’année 2014, soit une augmentation de 23% par rapport à l’année 2013.
Elles ont permis la pose de 315 km de réseau et de 280 postes de transformation. 195 km de
réseaux et 153 postes ont également été déposés au cours de cette année.
Le tableau ci-après présente les nombres d’opérations et de pose et dépose, décomposées par
typologie d’opérations : raccordement, renforcement, climatique-sécurisation, renouvellement des
réseaux, environnement (esthétique), modification liée à la sécurité réglementaire et modification à
la demande d’un tiers.
Le Syndicat regrette qu’une information concernant les branchements ne soit pas précisée par le
concessionnaire : nombre des reprises, déposes et nouveaux branchements.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 102
Opérations sous maitrise d'ouvrage ERDF - Travaux clôturés en 2014 (Investissements localisés)
Types d'ouvrages
Unités Total Raccordement Renforcement
réseaux
Climatique-
sécurisation
Renouvellement
réseaux
Environnement
(esthétique)
Modification
(Sécurité -
réglementaire)
Modification à la
demande d'un
tiers
Ouvrages mis en service 699 387 35 4 83 9 26 155
1- Postes de transformation Nbre 280 117 47 31 43 6 36
Dont postes préfabriqués Nbre 193 71 43 30 15 2 32
Dont postes H61 Nbre 35 20 4 6 4 1
Dont autres postes Nbre 52 26 1 22 3
2 - Réseau HTA ml 193 479 49 556 39 630 40 806 15 163 2 120 46 204
a - Aérien ml 7 336 666 626 66 526 952 4 500
b - HTA souterrain ml 186 143 48 890 39 004 40 740 14 637 1 168 41 704
3 - Réseau BT ml 121 576 58 999 10 115 3 917 24 134 2 720 4 534 17 157
a - BT torsadé ml 37 552 2 016 4 916 1 030 20 348 12 4 039 5 191
c - Souterrain ml 84 024 56 983 5 199 2 887 3 786 2 708 495 11 966
4 - Branchements Nbre
Ouvrages mis hors service
5 - Dépose postes transformation Nbre 153 39 34 30 12 5 33Dont postes préfabriqués Nbre 13 6 2 1 1 1 2
Dont postes H61 Nbre 108 30 24 22 6 3 23Dont autres postes Nbre 32 3 8 7 5 1 8
6 - Dépose réseau HTA ml 125 184 12 717 18 643 40 293 14 901 819 37 811
a - Aérien ml 96 467 6 431 17 918 38 122 3 021 819 30 156
b - HTA souterrain ml 28 717 6 286 725 2 171 11 880 7 655
7 - Dépose réseau BT ml 69 674 5 820 10 704 2 186 24 337 2 053 4 463 20 111
a - Aérien nu ml 44 063 1 145 6 205 1 612 20 489 1 434 4 070 9 108
b - BT torsadé poteau ml 16 354 2 139 3 973 536 1 160 480 393 7 673
d - Souterrain ml 9 257 2 536 526 38 2 688 139 3 330
8 - Dépose branchements Nbre
Montant des investissements € 23 682 086 8 934 317 2 974 152 2 399 188 2 581 611 526 942 463 954 5 801 921
Source : NOME-2014_Trx ERDF_Total; onglet Synthèse_2
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 103
Plus de 77% des investissements sont imposés par les demandes des usagers : il s’agit des raccordements ou déplacements d’ouvrage (« modification à la demande d’un tiers »). En montant financier, cette part représente 62%. La part complémentaire des investissements participe pleinement à la modernisation et à la sécurisation des réseaux.
A l’issue de la première conférence départementale, le Syndicat et ERDF ont entrepris dès le début
2013, la mise en œuvre d’une démarche de programmation partagée des opérations sur une
période plus longue que la référence annuelle prévue par la loi NOME*, avec comme objectifs :
Une meilleure anticipation des coordinations de travaux entre les 2 maîtres d’ouvrage ainsi
que des besoins identifiés sur les réseaux ;
L’optimisation de l’utilisation des ressources et des budgets ;
La prise en compte de critères de priorité partagés visant à l’amélioration de la qualité et la
sécurité des réseaux.
Ainsi plusieurs réunions d’échanges et un travail approfondi avec les services opérationnels ont
permis de co-construire un programme pluriannuel de travaux coordonnés et thématiques, en
tenant compte du cadre proposé par le projet national « PCDMR* » (Programmation
Conjointe/Commune de Développement et de Modernisation des Réseaux) mis en œuvre par la
FNCCR* (Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies) et ERDF courant 2013.
Ce projet développé à la maille départementale par les deux maîtres d’ouvrage, a été présenté à
Paris en Juillet 2014 à la direction nationale d’ERDF et à la FNCCR* et a été achevé à l’automne
2014. Il se concrétise par un schéma directeur quadriennal pour la période 2014-2017 qui décline
l’ensemble des investissements envisagés à la fois par le concessionnaire et le concédant SDE35.
A l’occasion de la préparation des conférences départementales loi NOME*, le programme PCDMR*
est remis à jour par les deux maîtres d’ouvrage en tenant compte des opportunités ou priorités de
travaux déclenchées durant l’année en cours.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 104
Les Comptes-Rendus d’Activité du Concessionnaire (CRAC*) présentent depuis plusieurs années un paragraphe consacré aux travaux d’élagage, en soulignant la politique ambitieuse à l’échelle nationale pour les missions d’entretien du réseau de distribution : en 2014, 334 M€ (+22 %) sont ainsi consacrés aux travaux de maintenance du réseau, dont 129 M€ pour les programmes d’élagage en vue de protéger les lignes électriques aériennes HTA* et BT*. Dans le département, les montants investis pour ces travaux d’entretien ont nettement progressé depuis l’année 2010, notamment jusqu’en 2013. En 2014, le montant se stabilise à de plus d’1,8 M€. Les longueurs des réseaux HTA* traités ont suivi cette progression et ont concerné 2 341 km de réseaux.
Le réseau BT* a quant à lui connu un ralentissement des longueurs traitées jusqu’en 2012, malgré la hausse des investissements pour les raisons suivantes :
un nouveau texte réglementaire plus contraignant en matière de consignations et de travail à proximité des lignes ;
de nouveaux marchés d’élagage marqués par une hausse sensible des prix et des périmètres d’intervention différents.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 105
Depuis 2013, un net redressement des longueurs traitées est observé : elles atteignent près de 1 000 km en 2014, pour un montant de 932 k€. Pour la première année, ERDF a précisé dans le CRAC* le nombre d’arbres abattus : 2 138 s’agissant du réseau HTA* et 77 aux abords du réseau BT*. Autre nouveauté en 2014 : ERDF a mis en place une information systématique auprès des communes en précisant en début d’année la programmation des opérations d’élagage et au fil des commandes de prestations, les travaux d’inventaire ou d’élagage.
En 2014, ERDF a initié avec la ville de Saint-Malo une démarche d’évolution de la programmation d’élagage visant à limiter le nombre d’interventions sous coupure et de la pose de grandes longueurs de profilés de protection sur les lignes. Les opérations d’élagage ont été plus particulièrement ciblées sur les secteurs centre-ouest, sud-ouest et sud-est du département.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 106
Source ERDF
Les informations du CRAC* ne suffisant pas à exercer réellement le contrôle de cette thématique, le SDE35 a demandé, dans le cadre des fichiers requis se rapportant aux données 2013, les éléments suivants pour les travaux d’élagage réalisés sur la période 2010/2013, ainsi que les prévisions 2014 :
date de réalisation ou prévision ;
date de la précédente intervention ;
nom des communes concernées + code INSEE + code départ pour la HTA* ;
numéro du poste concerné ;
linéaire de réseau concerné ;
% réseau concerné par l’élagage ;
le nombre d’arbres abattus et replantés ;
les dépenses de recensement et d’abattage. Seules les listes des communes concernées par l’élagage et les longueurs correspondantes ont été fournies. Le Syndicat regrette que les données demandées ne soient pas précisément transmises au motif qu’elles appartiennent au champ de l’exploitation. Ces informations sont pourtant en étroite corrélation avec la qualité de distribution de l’électricité sur les réseaux.
Le réseau HTA*
Pour le réseau HTA*, la liste des départs ayant fait l’objet d’une opération d’élagage a été transmise avec l’indication des longueurs de réseau correspondantes et les longueurs traitées, et pour la première année le nombre global d’arbres abattus. En 2014, 16 % des départs étaient concernés par des opérations d’élagage ; parmi ces départs, 64 % des longueurs ont été traitées.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 107
Grâce à l’historique des données collectées depuis 2009, le Syndicat a pu noter que 57 % de ces 132 départs n’avaient pas été pris en charge pour l’élagage depuis au moins 5 ans. Or ERDF estime qu’à l’heure actuelle, les départs sont traités tous les 10 ans. Ce délai reste insuffisant au regard du développement de la plupart des essences d’arbres.
Le réseau BT* Depuis 2013, le nombre de communes concernées et surtout la longueur de réseaux prise en charge ont nettement augmenté. En 2014, la longueur totale traitée, y compris les opérations ponctuelles d’élagage, atteint près de 1000 km.
Depuis l’année 2011, le temps de coupure consécutif aux interventions d’élagage marque une tendance à la hausse, directement liée à l’augmentation des longueurs traitées ainsi qu’aux renforcements des dispositions réglementaires.
Elagage HTANombre de
départs traités
Longueurs
traitées en km
Longueurs
totales
aériennes en
km
Portion du
départ traité
Nombre de
départs total
% de départs
traités
2012 41 1728 non fourni non fourni 470 7,1%
2013 114 2308 3724 62% 484 23,6%
2014 132 2341 3668 64% 482 27,4%
Source : B1-05-SDE35-2014
Elagage BT Nb communes% communes
traitées
Longueur élagage
programmé en km
Longueur élagage
ponctuel en km
Longueur totale
en km
2009 21 5,9% non fourni non fourni non fourni
2010 43 12,2% non fourni non fourni non fourni
2011 26 7,4% non fourni non fourni non fourni
2012 21 5,9% non fourni non fourni non fourni
2013 42 11,9% 717 124 841
2014 39 11,0% 712 277 989
Source : B1-06-SDE35-2014
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 108
La majorité des coupures est initiée par les travaux HTA*.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 109
Du fait de leur toxicité, la vente et l’acquisition de PCB* ou d’appareils contenant des PCB*
(PolyChloroBiphényles) ainsi que la mise sur le marché de tels appareils neufs sont interdites en
France depuis le décret du 2 février 1987.
Le décret du 18 janvier 2001, qui a modifié le décret antérieur de 1987, transpose en droit français
la directive européenne 96/59/CE du 16 septembre 1996 concernant l’élimination des PCB* et des
PCT (PolyChloroTerphényles), et prévoit la réalisation d’un plan d’élimination des PCB*, pour les
appareils les plus contaminés (teneur en PCB* supérieure à 500 ppm en masse).
L’échéance finale d’élimination de ces appareils était fixée au 31 décembre 2010. Ainsi, depuis
cette date, il est interdit de détenir des appareils dont le fluide contient plus de 500 ppm de PCB*.
Les articles R.543-17 et suivants du Code de l’Environnement, section relative aux PCB* ont été
modifiés par le décret du 10 octobre 2013 et prévoit une seconde phase de décontamination et
d’élimination. Ainsi, il sera interdit de détenir des appareils contenant des PCB*(dont la teneur est
supérieure à 50 ppm de PCB*) à partir :
du 1er janvier 2017 si l’appareil a été fabriqué avant le 1er janvier 1976 ;
du 1er janvier 2020 si l’appareil a été fabriqué après le 1er janvier 1976 et avant le 1er
janvier 1981 ;
du 1er janvier 2023 si l’appareil a été fabriqué à partir du 1er janvier 1981.
Pour les détenteurs d’appareils possédant plus de 150 appareils dont le fluide contient des PCB*, il
est possible de demander à organiser la décontamination ou l’élimination selon un échéancier
différent.
Le concessionnaire, dans le cadre du suivi de cette réglementation transmet depuis plusieurs
années les données relatives à ces opérations de dépollution ; elles concernent :
jusqu’en 2010 : des appareils pollués à plus de 50 ppm ;
à partir de 2011, et avant 2025 (selon le décret 2013-301 du 10 avril 2013) : des appareils
pollués contenant entre 50 et 500 ppm de PCB*.
Source : tableau TdBSDE35Plurinannuel ; onglet Données CRAC*
L’année 2010 est caractérisée par une augmentation nette du nombre de transformateurs traités,
afin de répondre aux exigences calendaires de la réglementation. Depuis 2010, le nombre
d’appareils concernés décline progressivement.
Le concessionnaire fournit par ailleurs depuis plusieurs années les temps de coupure du réseau
(critère B*) consécutifs aux opérations de dépollution de ces transformateurs.
Cet indicateur marque une baisse notable depuis 2010 à l’échelle de la concession, suivant la
tendance du nombre d’appareils traités :
Suivi du traitement des transformateurs
contenant du PCB2009 2010 2011 2012 2013 2014
Nombre de transformateurs dépollués 81 205 148 77 56 44
Nombre de transformateurs détruits 322 651 163 105 90 124
Temps de coupure lié aux traitements des
transformateurs contenant du PCB2010 2011 2012 2013 2014
Travaux PCB (min) 10,7 4,6 1,1 0,50 0,70
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 110
Conformément au décret 2011-1697 du 1er décembre 2011, ERDF transmet au SDE35 depuis 2012,
quelques semaines avant le démarrage des travaux les dossiers de déclaration préalable pour tous
les travaux sur les ouvrages de basse tension et les constructions de ligne électrique.
Depuis le début de l’année 2013, le Syndicat consulte ces différents dossiers de déclaration par
l’application internet « e-plans » qui permet également d’enregistrer l’avis des entités consultées.
Les deux précédents rapports de contrôle avaient fait l’objet de l’analyse de la complétude des
dossiers de travaux sur la base d’un état comparatif entre les dossiers de demande préalables
transmis et la liste des travaux remis par ERDF. Cette analyse à deux reprises avait mis en valeur des
écarts importants relevant un nombre de dossiers préalables transmis très insuffisant
comparativement à celui déclaré dans les fichiers de travaux par le concessionnaire.
Avant 2013, l’analyse comparative des dossiers s’est portée uniquement entre le nombre de
dossiers déclarés dans les fichiers B1-04 listant l’ensemble des travaux et la liste des articles 2 et3
enregistrés au SDE35.
L’écart observé en 2013 se réduit en 2014 : les dossiers enregistrés par le SDE35 représentent 57 %
des affaires présentées dans la liste de travaux B1-04.
A partir de 2013, une liste des travaux exhaustive et précise, donc plus fiable, a été fournie dans le
cadre des conférences loi NOME.
Une nouvelle analyse a alors consisté à vérifier que chaque opération mise en service en 2014 a fait
l’objet d’un article 2, en tenant compte de l’ensemble des articles 2 reçus depuis 2010.
Chaque mise en service étant précédée d’un article 2, cet exercice comparatif ne devrait pas souffrir
de décalage temporel dans l’analyse. Seules 40 % des opérations présentées sont ainsi enregistrées
en tant qu’article 2.
Le graphique ci-après présente la répartition des écarts correspondants, par typologie de travaux.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 111
L’incomplétude des réceptions de dossiers concerne l’ensemble de ces typologies.
Seulement un tiers des dossiers de raccordements ont été transmis et enregistrés au SDE35. Les
dossiers de renforcements (57%), de sécurisation (69%) et climatique (75%) présentent une
meilleure complétude.
La nouvelle application informatique « e-plans » mise en place depuis le début 2013, aurait pu être
à l’origine de la nette baisse du nombre d’articles transmis alors que paradoxalement de nombreux
dossiers « articles 2 » ont été remis au Syndicat, à la fois en version papier et en version
informatique.
Pourtant, en 2012, le constat avait été identique. Les moyens matériels ne doivent, par ailleurs, pas
perturber la complétude des données.
Une explication peut être avancée pour les dossiers de lotissements en communes rurales, sous
maîtrise d’ouvrage du Syndicat. Dans le cadre de ces opérations, des travaux du concessionnaire
peuvent être nécessaires : notamment des déplacements d’ouvrage. Dans ce cas, l’article 2
concernant le raccordement et l’éventuel renforcement requis est déposé par le Syndicat et les
éventuelles opérations réalisées par le concessionnaire ne font alors pas l’objet de dossiers de
consultation « article 2 ».
Le concessionnaire considère que ces défauts de transmission peuvent avoir pour origine des oublis
fréquents de communication des articles au SDE35, par les chargés d’affaire.
Une action correctrice a été menée dès la mi-octobre 2014 par le concessionnaire.
Le nombre de dossiers ainsi soumis au SDE35 a fortement augmenté depuis cette date : le nombre a
plus que doublé sur une période comparative d’une année.
Comparatif des nombres d'opérations mises en service en 2014 et des articles 2 associés enregistrés par la SDE35 entre 2010 et 2014
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 112
L’exercice comparatif sur une année complète (2015), en 2016 permettra de confirmer l’efficience
de cette action corrective et éventuellement mettre en lumière d’autres origines à ces écarts.
Comparatif du nombre de dossiers
Période
15/10/2013 au
14/10/2014
Période
15/10/2014 au
14/10/2015
Nombre d'opérations de demandes préalables transmis au SDE35 320 675
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 113
30,7 M€ mis en concession par ERDF
27,1 M€ mis en concession par le SDE35
Valeur nette comptable des ouvrages : 721 M€
Processus de valorisation des ouvrages par le
concessionnaire pérenne depuis 2012
Un audit comptable complet en 2015
Situation financière d’ERDF satisfaisante
Une baisse des provisions pour renouvellement
liée à plusieurs pratiques comptables imposées
par ERDF depuis 2007
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 114
Dans sa comptabilité, ERDF distingue les mises en concession selon deux catégories d’ouvrages :
les ouvrages « localisés » attachés géographiquement à une commune : réseau HTA* et
BT*, postes de transformation, et quelques autres biens localisés. Ils sont listés dans le
fichier « 2901 » et sont au nombre de 80 532 en 2014.
les ouvrages « non localisés » (comptages, transformateurs, colonnes montantes en
logements ou bâtiments tertiaires et branchements), c'est-à-dire gérés globalement sur le
centre d’exploitation du concessionnaire, sans affectation géographique associée à une
commune. Le fichier « 2111 » les répertorie par typologie d’ouvrage associée à l’année de
construction.
Transformateur sur la commune de Saint-Malo-sur-Mel
Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35
Depuis 2006, le Syndicat émet des remarques sur le caractère inéquitable de cette distinction et sur
l’absence de transparence concernant la catégorie des ouvrages non localisés.
La synthèse ci-dessous portant sur la valorisation des ouvrages mis en concession au cours de
l’année a été obtenue à partir des fichiers remis par le concessionnaire. Toutefois, contrairement
aux souhaits du Syndicat, les informations remises sont regroupées par code INSEE au lieu d’être
détaillées par numéro d’affaire ERDF, ce qui permettrait un contrôle plus précis et plus ciblé.
Valeurs comptables des ouvrages mis en concession au cours de l'année 2014
Type d'ouvragesValeur brute mis en
concession
Mis en concession
par ERDF
Dont participations
de tiers
Mis en concession
par la collectivité
Dont participations
d'ERDF
Mis en concession
par des tiers
Ouvrages localisés 41 245 258 € 18 874 777 € 3 183 613 € 22 104 575 € 1 266 402 € 265 906 €
Ouvrages non localisés² 16 827 976 € 11 855 131 € 0 € 4 972 845 € 0 € 0 €
Total valeurs 2014 58 073 234 € 30 729 908 € 3 183 613 € 27 077 420 € 1 266 402 € 265 906 €
Rappel valeurs 2013 55 355 195 € 34 628 309 € 6 538 161 € 20 210 998 € 943 384 € 515 888 €
Variation en % 4,9% -11,3% -51,3% 34,0% 34,2% -48,5%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31G
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 115
La valeur brute des mises en concession atteint près de 58 millions d’euros en 2014, soit une
augmentation de 4,9 % par rapport à 2013. On constate une nouvelle baisse significative des mises
en concession ERDF (-11,3 % en 2014 contre +4,5 % en 2013) et une hausse des mises en
concession par la collectivité (+34%).
La valeur brute des mises en concession est composée pour 53% des ouvrages réalisés par ERDF
pour 46,4% par ceux du SDE35, et 0,6% par les tiers. Les participations des tiers sont en très nette
baisse (-48,5%), avec 265 906 € en valeur brute en 2014.
Les « tiers » désignent les lotisseurs ou promoteurs privés qui prennent en charge le financement
des ouvrages requis pour le raccordement de leurs projets au réseau à hauteur de 60 % du montant
de l’opération ; la part complémentaire de 40 % étant financée par le concessionnaire.
Les ouvrages localisés représentent 71 % des mises en concession.
La part des participations d’ERDF dans les mises en concession du SDE35 connait un regain de 34,2%
après une baisse importante (-36,3%) en 2013.
L’analyse des évolutions de ces indicateurs permet de/d’ :
confirmer la tendance à la hausse des mises en concession pour le Syndicat ;
observer le recul des mises en concession pour ERDF, celles-ci restant néanmoins à un niveau supérieur à celui du syndicat ;
souligner la nette hausse des participations de tiers ;
observer, après deux années de baisse, une hausse des participations d’ERDF dans les mises en concession du Syndicat.
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN CONCESSION dans
l'année (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Ensemble des ouvrages (€) 0 0 0 0 0,0%
Mis en concession par ERDF 34 766 635 33 145 174 34 628 309 30 729 908 -11,3%
Dont participations de tiers 9 970 814 4 510 308 6 538 161 3 183 613 -51,3%
Mis en concession par la collectivité 17 648 890 21 540 421 20 210 998 27 077 420 34,0%
Dont participations d'ERDF 3 844 249 1 481 343 943 384 1 266 402 34,2%
Mis en concession par des tiers 0 0 515 888 265 906 -48,5%
Total valeur brute mis en concession 52 415 525 54 685 595 55 355 195 58 073 234 4,9%
Dont Financé par ERDF 28 640 070 30 116 209 29 033 532 28 812 697 -0,8%
Soit en % 55% 55% 52% 50%
Dont Financé par la collectivité 13 804 641 20 059 079 19 267 614 25 811 018 34,0%
Soit en % 26% 37% 35% 44% 27,7%
Dont Financé par des tiers 9 970 814 4 510 308 7 054 049 3 449 519 -51,1%
Soit en % 19% 8% 13% 6% -53,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32G
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 116
Selon la logique de répartition des maîtrises d’ouvrage des travaux, ERDF est majoritairement à
l’origine des mises en concession des ouvrages des communes urbaines.
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN
CONCESSION dans l'année (€)
Total
département 35
Communes
dépt35 rurales
(Trav. Face)
Communes
dépt35 urbaines
(Trav. Face)
Multipérimètre 2014
Ensemble des ouvrages (€)
Mis en concession par ERDF 30 729 908 11 091 577 19 638 332
Dont participations de tiers 3 183 613 871 049 2 312 564
Mis en concession par la collectivité 27 077 420 22 602 794 4 474 625
Dont participations d'ERDF 1 266 402 572 059 694 343
Total valeur brute mis en concession 58 073 234 33 614 443 24 458 791
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32H
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 117
La répartition du financement des ouvrages diffère de celle des mises en concession. La
décomposition des financements est la suivante :
Concernant les ouvrages localisés, le financement par des tiers a baissé de plus de la moitié en
2014.
Le financement des ouvrages non localisés est essentiellement assuré par ERDF puisqu’il concerne
pour grande partie des équipements dont il assure la pose : compteurs et branchements. Ceux-ci
restent néanmoins la propriété du SDE35. Les tiers ne sont ainsi pas concernés par le financement
de cette typologie d’ouvrages.
Un affichage pluriannuel permet d’avoir une lecture plus critique et de mieux apprécier l’effort de
chacun en matière de financement des nouveaux ouvrages.
Valeurs comptables des ouvrages mis en concession au cours de l'année 2014
Type d'ouvragesValeur brute mis
en concessionFinancé par ERDF
Financé par la
collectivité
Financé
par des
tiers
Ouvrages localisés 41 245 258 16 957 566 20 838 173 3 449 519
Ouvrages non localisés² 16 827 976 11 855 131 4 972 845 0
Total valeurs 2014 58 073 234 28 812 697 25 811 018 3 449 519
Rappel valeurs 2013 55 355 195 29 033 532 19 267 614 7 054 049
Variation en % 4,9% -0,8% 34,0% -51,1%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31G
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN
CONCESSION dans l'année (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Total valeur brute mis en concession 52 415 525 54 685 595 55 355 195 58 073 234 4,9%
Dont Financé par ERDF 28 640 070 30 116 209 29 033 532 28 812 697 -0,8%
Soit en % 55% 55% 52% 50%
Dont Financé par la collectivité 13 804 641 20 059 079 19 267 614 25 811 018 34,0%
Soit en % 26% 37% 35% 44% 27,7%
Dont Financé par des tiers 9 970 814 4 510 308 7 054 049 3 449 519 -51,1%
Soit en % 19% 8% 13% 6% -53,4%Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet
Secteurpluriannuel ; tableau 32G
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 118
Le financement des mises en concession pour le concessionnaire tout ouvrage confondu est très
nettement en hausse. La part du SDE35 est assez variable depuis 2011.
La participation des tiers marque une baisse de plus de moitié liée à la conjoncture économique qui
a ralenti les projets de développement privés.
La hausse de la part attribuée au SDE35 depuis 2011 peut s’expliquer par l’amélioration des
valorisations comptables par le concessionnaire depuis 2010 (Voir rapport de contrôle de l’exercice
2012, paragraphe 6.4 « Valorisation des Remises Gratuites « VRG* »).
La répartition par entité géographique répond à la logique des prérogatives différenciées entre
ERDF et le SDE35. Dans les communes urbaines, 74% des financements sont assurés par ERDF, et
dans les communes rurales le financement du SDE35 représente 66% du montant total des mises en
concession.
La valeur brute des mises en concession opérées dans les communes rurales est supérieure à celle
des communes urbaines : 33,6 M€ contre 24,5 M€, soit 57,8% et 42,2% respectivement.
Le financement des maîtres d’ouvrage « tiers » est en baisse significative par rapport à 2013 avec
une zone urbaine (11%) davantage financée que la zone rurale (2%).
0
10
20
30
40
50
60
2011 2012 2013 2014
29 30 29 28
1420 19
26
105 7
3
Evolution de la répartition du financement des ouvrages (M€)
Financement tiers
Financement collectivité
Financement ERDF
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN
CONCESSION dans l'année (€)
Total
département 35
Communes
dépt35 rurales
(Trav. Face)
Communes
dépt35 urbaines
(Trav. Face)
Multipérimètre 2014
Total valeur brute mis en concession 58 073 234 33 614 443 24 458 791
Dont Financé par ERDF 28 812 697 10 792 586 18 020 111
Soit en % 50% 32% 74%
Dont Financé par la collectivité 25 811 018 22 030 736 3 780 282
Soit en % 44% 66% 15%
Dont Financé par des tiers 3 449 519 791 121 2 658 398
Soit en % 6% 2% 11%Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32H
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 119
Le patrimoine comptable au 31 décembre de l’année a été reconstitué par le Syndicat dans le
tableau ci-dessous à partir du détail des fichiers comptables (requêtes 2901 et 2111) remis par le
concessionnaire. Ces fichiers permettent également de détailler le patrimoine à l’échelle de chaque
commune du Syndicat.
La valeur nette d’un ouvrage représente la différence entre la valeur brute ou initiale de l’ouvrage
et l’amortissement qui prend en compte l’ajustement de la valeur de l’immobilisation avec sa
dépréciation.
En 2014, la valeur nette du patrimoine a augmenté de 3,7 % ; l’amortissement étant marqué par
une augmentation plus forte (+5,4%). Selon les distinctions ouvrages localisés et non localisés, ces
augmentations ont des valeurs assez proches.
L’analyse pluriannuelle des valeurs brutes et nettes d’actifs permet de relever une hausse continue
depuis 2011 sur tous les ouvrages.
Périmètre Total département 35
Valeurs comptables des ouvrages en concession au 31 décembre 2014
Montant (€) Valeur brute d'actif Valeur nette Amortissement
Ouvrages localisés 859 684 363 502 000 217 357 684 146Ouvrages non localisés 349 704 195 219 479 445 130 224 751Total valeurs 2014 1 209 388 559 721 479 662 487 908 897
Rappel valeurs 2013 1 158 352 112 695 494 885 462 857 227
Variation en % 4,4% 3,7% 5,4%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31D
VALEUR d'ACTIF BRUTE (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Ouvrages localisés 759 870 205 791 550 313 823 173 837 859 684 363 4,4%
Réseau HTA 281 456 277 291 746 727 301 341 090 311 756 635 3,5%
Réseau BT 366 036 190 383 206 595 402 194 429 424 908 483 5,6%
Postes HTA/BT 100 487 026 104 007 191 107 648 996 110 502 555 2,7%
Autres ouvrages 11 890 712 12 589 800 11 989 322 12 516 691 4,4%
Ouvrages non localisés 302 816 861 319 309 062 335 178 275 349 704 195 4,3%
Total valeur brute des ouvrages 1 062 687 066 1 110 859 374 1 158 352 112 1 209 388 559 4,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32A
VALEUR d'ACTIF NETTE (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Ouvrages localisés 452 637 687 467 650 892 483 071 816 502 000 217 3,9%
Réseau HTA 164 748 210 168 714 987 171 948 238 175 508 468 2,1%
Réseau BT 233 869 916 243 677 058 255 109 931 270 025 450 5,8%
Postes HTA/BT 48 419 133 49 217 085 50 025 846 50 067 376 0,1%
Autres ouvrages 5 600 429 6 041 762 5 987 801 6 398 923 6,9%
Ouvrages non localisés 193 595 208 203 502 046 212 423 069 219 479 445 3,3%
Total valeur nette des ouvrages 646 232 895 671 152 938 695 494 885 721 479 662 3,7%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32B
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 120
Les augmentations de montant des valeurs nettes sont plus marquées pour le réseau BT* qui a
connu un renouvellement plus important que le réseau HTA* en 2014.
La représentation comparative graphique entre les entités géographiques souligne la
différenciation des répartitions entre les ouvrages localisés et non localisés : le patrimoine brut
comme le patrimoine net est composé pour près de 80 % par des ouvrages localisés en milieu rural
pour seulement un peu plus de 60 % en milieu urbain. Ce contraste s’explique par les longueurs des
réseaux (ouvrages localisés) plus importantes dans les campagnes pour desservir un maximum
d’usagers dispersés. En milieu urbain, la proportion importante de branchements et comptages
(ouvrages non localisés) suit la forte densité de population.
VALEUR d'ACTIF BRUTE (k€) Total département 35Communes dépt35
rurales (Trav. Face)
Communes dépt35
urbaines (Trav. Face)
Multipérimètre 2014
Valeur Brute Ouvrages localisés 859 684 489 628 370 057
Réseau HTA 311 757 179 350 132 406
Réseau BT 424 908 251 534 173 374
Postes HTA/BT 110 503 53 072 57 430
Autres ouvrages 12 517 5 670 6 846
Valeur Brute Ouvrages non localisés 349 704 125 782 223 922
Total valeur brute des ouvrages 1 209 389 615 410 593 979
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 31A
VALEUR d'ACTIF NETTE (k€) Total département 35Communes dépt35
rurales (Trav. Face)
Communes dépt35
urbaines (Trav. Face)
Multipérimètre 2014
Valeur Nette Ouvrages localisés 502 000 293 823 208 177
Réseau HTA 175 508 102 529 72 980
Réseau BT 270 025 161 816 108 210
Postes HTA/BT 50 067 26 126 23 942
Autres ouvrages 6 399 3 353 3 046
Valeur Nette Ouvrages non localisés 219 479 78 943 140 537
Total valeur nette des ouvrages 721 480 372 766 348 714
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32B
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 121
Les valeurs brutes comme nettes du patrimoine des communes urbaines sont ainsi à peine
supérieures à celles des communes rurales.
Dans l’exercice comptable, les provisions pour renouvellement viennent compléter les
amortissements : il s’agit d’une réserve constituée par le concessionnaire pour couvrir la
différence entre la valeur du bien d’origine et son coût futur de remplacement, et ce pour les seuls
ouvrages renouvelés avant la fin du contrat selon les dispositions de l’article 36 de la loi du 9 août
2004.
Sur le schéma ci-dessous, les provisions représentent la surface verte. Ce schéma, pour simplifier la
présentation, s’appuie sur un principe de linéarité de l’amortissement.
Schéma représentant l’évolution de la valeur d’un bien (Schéma 1)
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 122
Malgré une augmentation de la valeur nette depuis 2011, l’on constate une baisse continue des
provisions pour renouvellement sur la même période.
Ces baisses s’expliquent par la décision arbitraire prise par ERDF concernant les modifications de
durées d’amortissement des ouvrages pour :
de 40 à 50 ans pour les ouvrages BT* torsadés depuis l’exercice comptable 2011,
de 30 à 40 ans pour les transformateurs depuis 2012.
Les conséquences de cette décision, pour les ouvrages torsadés BT*, ont déjà été exposées dans le
rapport de contrôle 2012 portant sur l’exercice 2011.
Pour les ouvrages dont la fin de vie tombe avant l’issue du contrat de concession, les provisions
pour renouvellement de charges baissent notablement. Les ouvrages en fin de vie après l’issue du
contrat ne font plus l’objet de provisions.
SYNTHESE DU PATRIMOINE (k€) 2011 2012 2013 2014 Evolution
Total département 35 2014/2013
Valeur brute d'actif 1 062 687 1 110 859 1 158 352 1 209 389 4,4%
Valeur nette 646 233 671 153 695 495 721 480 3,7%
Amortissement de dépréciation 416 454 439 706 462 857 487 909 5,4%
Amortissement de caducité 0 0 0 0 0,0%
Provision pour renouvellement 109 080 104 502 101 181 99 473 -1,7%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32C
Valeurs comptables des ouvrages en concession au 31 décembre 2014
Montant (€)Valeur brute d'actif Valeur nette Amortissement Provision pour
renouvellement
Ouvrages localisés 859 684 363 502 000 217 357 684 146 73 981 478
Ouvrages non localisés 349 704 195 219 479 445 130 224 751 25 491 817
Total valeurs 2014 1 209 388 559 721 479 662 487 908 897 99 473 295
Rappel valeurs 2013 1 158 352 112 695 494 885 462 857 227 101 180 776
Variation en % 4,4% 3,7% 5,4% -1,7%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31B
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 123
Ceci entraîne alors une baisse de l’amortissement et également des droits du concédant (voir
paragraphes suivants : 6.4 et 6.6).
Le schéma ci-dessous, basé sur le mode linéaire de durée d’utilité des ouvrages, permet de mieux
comprendre la mécanique entraînée par ce dispositif.
Avec une date reculée de remplacement de l’ouvrage, les provisions pour renouvellement (surface
verte du schéma 1) deviennent caduques et disparaissent (triangle blanc du schéma n°2).
Cette mesure arbitraire impacte la qualité de l’énergie distribuée. Le concessionnaire dévalorise le
critère « âge » dont il ne tient pas compte dans le choix préventif des zones à renouveler en priorité.
Une augmentation des incidents sur les ouvrages concernés les plus âgés est à craindre.
Transformateur modèle H61 sur poteau de classe D
Commune de Sens-de-Bretagne
Schéma représentant l’évolution de la valeur d’un bien pour lequel la date de remplacement initiale a été reculée (Schéma 2)
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 124
Cette dévalorisation du patrimoine comptable est également mise en valeur dans l’analyse des
droits du concédant et du ticket de sortie (Voir paragraphe suivant).
Le montant des provisions pour renouvellement constitué par le concessionnaire est nettement plus
important en zone urbaine, pour une valeur brute ou nette d’actif sensiblement équivalente entre
les communes rurales et urbaines.
En effet, le concessionnaire ne constitue à l’échelle locale aucune provision pour renouvellement
pour les ouvrages des communes rurales construits par le Syndicat (réseau BT* et postes
HTA*/BT*). Il provisionne seulement 20 % du montant requis à l’échelle nationale (Voir détails dans
le paragraphe 6.6).
SYNTHESE DU PATRIMOINE (€)Total
département 35
Communes
dépt35 rurales
(Trav. Face)
Communes
dépt35 urbaines
(Trav. Face)
Multipérimètre 2014
Valeur brute d'actif 1 209 388 559 615 409 814 593 978 745
Valeur nette 721 479 662 372 765 984 348 713 678
Amortissement de dépréciation 487 908 897 242 643 830 245 265 067
Provision pour renouvellement 99 473 295 29 009 113 70 464 182
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32C
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 125
Les droits du concédant représentent la valeur des bien remis gratuitement par la collectivité au
concessionnaire ; ils intègrent la part de la valeur des immobilisations non financées par le
concessionnaire.
Ces éléments sont obtenus à partir du détail des fichiers comptables (requêtes 2401 et 2411) remis
par le concessionnaire et permettent d’établir le calcul des dettes et créances réciproques en cas de
rupture ou fin du contrat.
Ces droits, correspondant indirectement au financement de l’autorité concédante et des tiers,
concernent pour près des deux tiers les ouvrages localisés. Les ouvrages non localisés sont le plus
souvent financés par le concessionnaire : branchements, transformateurs, colonnes montantes…
Valeurs comptables des ouvrages en concession au 31 décembre 2014
Montant (€)Valeur brute d'actif Valeur nette Amortissement Provision pour
renouvellement
Valeur de
remplacement
Droit du
concédant
Ouvrages localisés 859 684 363 502 000 217 357 684 146 73 981 478 1 166 525 328 401 184 205
Ouvrages non localisés 349 704 195 219 479 445 130 224 751 25 491 817 429 348 885 218 332 988
Total valeurs 2014 1 209 388 559 721 479 662 487 908 897 99 473 295 1 595 874 213 619 517 193
Rappel valeurs 2013 1 158 352 112 695 494 885 462 857 227 101 180 776 1 553 995 865 592 369 555
Variation en % 4,4% 3,7% 5,4% -1,7% 2,7% 4,6%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31B
65%
35% Ouvrages localisés
Ouvrages nonlocalisés
Répartition des droits du concédant selon
la typologie d'ouvrage
2014
SYNTHESE DU PATRIMOINE (k€) 2011 2012 2013 2014
Total département 35
Valeur brute d'actif 1 062 687 1 110 859 1 158 352 1 209 389
Valeur nette (C) 646 233 671 153 695 495 721 480
Amortissement de dépréciation 416 454 439 706 462 857 487 909
Amortissement de caducité
Provision pour renouvellement (A) 109 080 104 502 101 181 99 473
Provision pour charge future de renouvellement
Valeur de remplacement 1 431 009 1 501 409 1 553 996 1 595 874
Droit du concédant (B) 545 656 568 587 592 370 619 517
Ticket de sortie (= A + B - C) k€ 8 502 1 937 -1 945 -2 489Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32C
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 126
La hausse des droits du concédant suit la progression des valeurs nettes des ouvrages concédés,
progression favorisée par la nouvelle valorisation des ouvrages (VRG) qui limite depuis 2009 la
décote de ceux-ci, grâce au travail d’optimisation des processus entrepris par le Syndicat en
collaboration avec ERDF.
Il est néanmoins important de rappeler que les valorisations antérieures à 2009 restent fortement
décotées ce qui constituent une moins-value pour la valeur globale des biens concédés.
Les valeurs de remplacement correspondent aux coûts de remplacement des ouvrages à
fonctionnalités et capacités identiques.
Elles suivent chaque année les variations induites par l’application de coefficients, propres à chaque
catégorie d’ouvrage et spécifiques à la profession.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 127
Le concessionnaire remet annuellement son bilan comptable dans le CRAC*.
Ce tableau souligne la bonne situation financière de la concession départementale malgré une
baisse du résultat de 20,8% par rapport à 2013, celui-ci atteint 18,3 M€ en 2014.
En 2014, et au niveau de la concession :
les recettes d’acheminement représentent 81,4 % des produits ;
les recettes liées aux prestations assurées par ERDF (raccordement et autre) correspondent
à 5,6 % des recettes ;
les redevances de concession R1 et R2 représentent 1,4 % des charges du concessionnaire
et la contribution au FACE* moins de 2,4 % des charges ;
les dotations d’exploitation représentent 20,1 % des charges et les charges de personnel
15,7%.
Flux financiers de la concession 2011 2012 2013 2014
Produits détaillés (k€) 230 493 247 474 253 039 249 687 Recettes d'acheminement 185 588 200 978 210 179 203 263
Dont clients HTA 37 440 39 041 37 631 39 025
Dont clients BT ayant une puissance souscrite < 36 kVA 132 751 139 159 154 036 135 769
Dont clients BT ayant une puissance souscrite > 36 kVA 24 859 26 397 27 540 30 163
Dont Autres 9 462 - 3 619 - 9 018 - 1 694 -
Recettes de raccordements et prestations 11 614 13 148 11 151 13 898 Dont raccordements 8 328 9 835 7 844 10 491
Dont prestation 3 286 3 313 3 307 3 407
Autres recettes 5 206 5 515 5 646 5 224
Chiffres d'affaires nets 202 408 219 641 226 975 222 385
Autres produits 28 085 27 833 26 064 27 301 Production stockée et immobilisée 19 385 18 989 17 241 17 877
Repriese sur amortissement et provisions 7 558 7 591 7 617 7 960
Autres produits divers 1 142 1 252 1 206 1 464
Charges détaillées (k€) 214 782 223 926 226 470 228 584 Consommation de l'exercice en provenance des tiers 122 221 127 106 126 047 124 631
Accès réseau amont 55 999 59 845 61 468 59 352
Achat énergie pour couverture des pertes sur le réseau 26 221 27 151 25 719 22 290
Redevance de concession 2 452 2 120 2 760 3 278
Autres consommations externes 37 548 37 990 36 100 39 711
Impôts, taxes et versements assimilés 9 507 10 345 10 647 10 829 Contribution au FACE 4 914 5 449 5 384 5 544
Autres impôts et taxes 4 593 4 896 5 263 5 285
Charges de personnel 31 745 34 614 35 320 35 997
Dotations d'exploitation 40 433 41 239 44 183 46 068 Dotation aux amortissements DP 23 473 25 012 24 297 26 470
Dotation aux provisions DP 3 855 4 359 4 332 2 641
Autres dotations d'exploitation 13 105 11 869 15 554 16 957
Autres charges 4 712 4 200 3 905 3 878
Charges centrales 6 165 6 422 6 368 7 181
Contribution à l'équilibre (k€) 1 826 - 1 410 3 657 2 791
Total des "produits - charges" (k€) 13 884 22 147 22 912 18 312 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet CRAC_Pluri
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 128
Les dotations d’exploitation peuvent être :
des dotations d’amortissement : il s’agit de charges d’amortissement calculées sur la valeur
historique des biens et étalées sur leur durée de vie. Elles représentent en 2014 un montant
de 26 470 k€ en augmentation de 8,9 % entre 2013 et 2014 ;
des dotations aux provisions : cette charge représente les provisions pour renouvellement,
qui s’assoient sur la différence entre la valeur de remplacement à l’identique et la valeur
d’origine des biens. Elles concernent les seuls biens renouvelables par le concessionnaire
avant la fin de la concession. Elles ont diminué de 39 % entre 2013 et 2014, avec un
montant de 2 641 k€ ;
d’ « autres dotations d’exploitation » pour un montant de 16 957 k€ : ce poste correspond
aux dotations d’exploitation relatives à l’amortissement des biens hors distribution
publiques et aux dotations aux provisions pour avantages au personnel, aux provisions pour
risques et litiges et pour dépréciation des comptes clients.
La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux
entreprises électriques et gazières précise que le concessionnaire, à compter du 1er janvier 2005,
doit prendre en charge le renouvellement des ouvrages transférés dans les réseaux publics de
distribution lorsque l'échéance de remplacement est antérieure au terme normal des contrats.
La prolongation des durées de vies des ouvrages - comme celles réalisées par ERDF en 2011 pour le
réseau BT* torsadé et en 2012 pour les transformateurs - entraîne une diminution artificielle des
provisions pour renouvellement. Elles sont repoussées au-delà du terme du contrat et ainsi ne sont
donc plus intégrées au calcul global des provisions.
Ces modifications impactent également la dette du concessionnaire envers le Syndicat, qui est ainsi
diminuée arbitrairement : voir chapitre 6.3.2.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 129
ERDF présente dans le CRAC* une partie des recettes du Syndicat.
Source : Montant de la PCT ; Magnus
Les recettes contractuelles se décomposent ainsi :
Recette de fonctionnement R1 dont la vocation est de financer les dépenses annuelles de
structure supportée par l’Autorité Concédante pour l’accomplissement de ses missions de
conseils aux usagers et contrôle du concessionnaire. Les variables de calcul correspondantes
à des données de population et de longueurs de réseau électrique. Légère augmentation en
2014 : 0,5 % après deux années de fortes hausses.
Recette d’investissement R2 : les variables, pondérées par des coefficients, dans le cadre
d’une formule de calcul complexe, sont les montants investis durant l’année n-2 sur le
réseau électrique et sur le réseau d’éclairage public, ainsi que le montant des taxes de
l’année pénultième. Le volume de travaux étant assez variable d’une année à l’autre, le
montant de cette redevance l’est également.
La redevance R2 2014 correspond aux travaux réalisés durant l’année 2012 par le SDE35.
Augmentation très nette en 2014 (+26%) dans la continuité de celle de 2013 (+34%).
Part Couverte par le Tarif (PCT*) : ce vocable désigne le nouveau dispositif de financement
des raccordements redéfini dans le cadre de la modification de la loi du 10 février 2000.
Celle-ci précise que « les Tarifs d’Utilisation des Réseaux (TURPE*) couvrent une partie des
coûts de raccordement à ces réseaux ».
Après hausse en 2013, la PCT baisse à nouveau en 2014 (-25 %).
Recettes versées au titre du l’article 8 du contrat de concession : cette recette a pour
vocation la participation au financement de travaux permettant l’intégration des ouvrages
dans l’environnement et à l’amélioration esthétique du patrimoine.
Cette contribution, précisée dans le cadre d’une convention annuelle entre le
concessionnaire marque une légère augmentation en 2014 après plusieurs années de nette
baisse.
Redevance de concession 2011 2012 2013 2014R1 en € 630 616 646 097 780 837 784 472
R2 en € 1 841 577 1 473 558 1 979 411 2 493 412
Montant de la PCT en € 699 362 960 717 1 480 087 1 109 503
Participation Article 8 en € 1 283 732 981 462 879 996 916 948
Contribution FACE 14 026 700 9 517 000 9 514 000 9 351 000
Redevance communale d'occupation du domaine public 802 786 812 301 non communiquée non communiquée
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet CRAC_Pluri
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 130
Le pôle concession a lancé au printemps 2015, un MAPA (Marché à Procédure Adaptée) concernant
l’étude des données financières et comptables de la concession de distribution électrique publique
sur le territoire du département de l’Ille-et-Vilaine.
Le cabinet parisien AEC (Audit Expertise Conseil), spécialisé dans les audits comptables auprès des
syndicats a été retenu et a présenté fin 2015 les analyses requises par le SDE35 au sujet des 3 points
suivants :
1. L’inventaire du patrimoine comptable et les écarts pouvant exister entre cet inventaire et
l’inventaire technique ;
2. Les résultats d’exploitation du concessionnaire et notamment une revue pluriannuelle
analytique des charges et produits d’exploitation sur la période 2011-2014 ;
3. Les dettes et créances réciproques en fin de contrat, avec des estimations des différents flux
financiers selon différentes simulations.
Le concessionnaire est chargé de tenir l’inventaire comptable de la concession, 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, ERDF a mis en place un outil de gestion appelé SIG (Système
d’Information Géographique) intégrant les bases de données techniques.
Dans l’esprit de la jurisprudence de la Commune de Douai, cet inventaire doit refléter un état des
lieux précis des ouvrages constituant le patrimoine de la concession ainsi que les moyens du
concessionnaire affectés à l’exercice du service délégué.
Ainsi, le SDE35 a souhaité prendre connaissance de l’état d’inventaire ayant affecté la traduction
technique et comptable de son patrimoine, afin de disposer d’un état des lieux précis.
Concernant la constitution des réseaux HTA, il ressort que :
Concernant les réseaux HTA, tous types de réseaux confondus, l’écart relatif est faible
(0,06%) et donc conforme à l’objectif défini par le protocole FNCCR/ERDF. En revanche,
l’écart absolu est moins bon (1,45%), mais reste assez contenu.
Par nature de réseaux, l’écart absolu le plus élevé a été constaté sur les réseaux HTA
torsadés (quasiment aucun linéaire immobilisé en comptabilité contre près de 20 km en
base technique). Néanmoins, ils représentent moins de 0,2% de l’ensemble du réseau HTA.
Au global, le linéaire HTA indiqué dans la base technique est très légèrement supérieur à
celui de la base comptable ;
Globalement, jusqu’au millésime 2002, les écarts sur les réseaux HTA souterrains entre
bases technique et comptable restent relativement contenus, avant de se dégrader à partir
du millésime 2003. En effet, sur la période 2003-2010, on relève une dégradation de la
cohérence entre les bases technique et comptable, et ce consécutivement à l’opération de
mise en cohérence des bases ;
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 131
Globalement, jusqu’au début des années 1970, les écarts sur les réseaux HTA aériens nus
entre bases technique et comptable sont contenus (globalement de l’ordre de 3% sur cette
période) et les linéaires immobilisés relativement faibles (une trentaine de km par an en
moyenne sur cette même période). A partir du début des années 1970 et jusqu’au millésime
2002, la cohérence par millésime entre les bases technique et comptable est très bonne (en
moyenne globalement moins de 1% sur cette période) alors que les linéaires en jeux sont
extrêmement élevés. Depuis, 2003, on constate une nette dégradation de la cohérence
entre les bases technique et comptable, et ce consécutivement à l’opération de mise en
cohérence des bases.
Concernant la constitution des réseaux BT, il ressort que :
Tous types de réseaux BT confondus, les écarts relatifs et absolus sont faibles (inférieurs à
3%, conforme à l’objectif FNCCR). Cependant, par nature de réseaux, les écarts absolus sont
légèrement supérieurs. En effet, cet écart est supérieur à 3% pour les réseaux BT aériens
nus (3,83%) et pour les réseaux BT souterrains (3,39%). En outre, le linéaire BT indiqué dans
la base comptable est supérieur à celui de la base technique, pour les technologies
souterraine et torsadée, l’écart relatif global en valeur absolue étant in fine de 61 km, soit
une divergence de 0,44% ;
Les divergences entre les linéaires réseaux BT souterrains technique et comptable sont
récurrentes, et ce quasiment quel que soit le millésime considéré. En outre, il a été relevé
un « pic » important d’immobilisation technique en 1946 (534 km de réseau BT souterrain
immobilisés dans la base technique, par contre aucun linéaire immobilisé dans la base
comptable). Pour quasiment l’ensemble des millésimes, contrairement à ce qui a pu être
relevé pour la HTA, la cohérence est loin d’être parfaite. Pourtant, l’opération de mise en
cohérence de 2003 est également intervenue sur la BT. Le Syndicat interrogera ERDF sur ce
point précis.
Les divergences entre les linéaires réseaux BT torsadés technique et comptable sont
également récurrentes, et ce quasiment quel que soit le millésime considéré. En outre, il a
été relevé un « pic » important d’immobilisation technique en 1946 (932 km de réseau BT
torsadé immobilisés dans la base technique, alors qu’aucun linéaire ne l’a été dans la base
comptable). Pour quasiment l’ensemble des millésimes, contrairement à ce qui a pu être
relevé précédemment pour la HTA, la cohérence est loin d’être parfaite. Pourtant,
l’opération de mise en cohérence de 2003 est également intervenue sur la BT. Le Syndicat
interrogera ERDF sur ce point précis.
Les divergences entre les linéaires BT aériens nus technique et comptable sont récurrents,
et quel que soit le millésime considéré. A noter un « pic » important d’immobilisation
technique en 1946 (2 738 km de réseau BT aérien nu immobilisés dans la base technique, et
et pourtant aucun linéaire immobilisé dans la base comptable). Cette année correspond à la
date de la nationalisation d’EDF. Les réseaux antérieurement posés et repris par EDF ont
ainsi été arbitrairement datés à 1946 dans la base technique. En outre, les réseaux posés
postérieurement à 1946 ont continué à être datés dans la base technique avec ce millésime
jusqu’à l’apparition de la GDO au début des années 1980. Ce pic est suivi d’une importante
sur-immobilisation comptable sur la période 1946-1980, correspondant à un effet de
rattrapage.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 132
Concernant la constitution des postes HTA/BT, il ressort que :
Les objectifs définis par le protocole FNCCR/ERDF sont respectés (en ce qui concerne les
écarts relatifs). En revanche, en cumul par commune, c'est-à-dire en analysant les écarts
absolus, les divergences sont plus élevées, mais restent néanmoins à des niveaux
relativement faibles. En effet, les écarts absolus globaux sont inférieurs à 3% en ce qui
concerne les réseaux HTA et BT. L’écart absolu global d’inventaires des postes HTA/BT est
quant à lui supérieur puisqu’il atteint près de 8%.
Bilan des écarts relatifs existant entre la base technique et la base comptable
Réseau HTA Souterrain 0,27%
0,10%
Aérien nu 0,01%
Réseau BT Souterrain 1,16%
0,44% Torsadé 0,62%
Aérien nu 1,20%
Postes Maçonnés 26,04%
1,54% Préfabriqués 7,38%
Sur poteau 3,23%
Source : GraphiquesRC2015
Concernant l’analyse critique des bases technique et comptable du concessionnaire, il ressort que :
La reconstitution globale des valeurs brutes par typologie de réseau à partir des quantités
issues des bases techniques et des coûts unitaires issues des bases comptables est
globalement cohérente, à l’exception du réseau BT aérien nu ;
Concernant les réseaux HTA ariens nus :
o Sur les ouvrages totalement amortis, les provisions pour renouvellement couvrent
bien l’inflation sur les réseaux HTA aériens nus ;
o A noter que, à valeur de remplacement constante, le « reste à doter » en provision
pour renouvellement sur le réseau HTA aérien nu s’élève à 4,3 M€ d’ici à la fin de
contrat de concession (valeur minimale avec l’hypothèse d’une inflation nulle
jusqu’en 2022).
Concernant les réseaux HTA souterrains :
o Sur les ouvrages totalement amortis, les provisions pour renouvellement ne
couvrent pas totalement l’inflation sur les réseaux HTA souterrains, cela
s’expliquant par la modification des modalités de calcul de la dotation à la provision
pour renouvellement survenue en 2012 (prise en compte des probabilités de
retrait) ;
o A noter que, à valeur de remplacement constante, le « reste à doter » en provision
pour renouvellement sur le réseau HTA souterrain s’élève à 3,3 M€ d’ici à la fin de
contrat de concession (valeur minimale avec l’hypothèse d’une inflation nulle
jusqu’en 2022).
Concernant les réseaux BT aériens nus :
o Aucun détail n’a été communiqué par ERDF sur les provisions pour renouvellement
constituées sur les réseaux BT aériens nus situés en zone ER. Le sous-
provisionnement a été calculé et est estimé à 2,9 M€ sur la concession du SDE35
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 133
(20% de 14,7 M€ correspondant à l’écart entre VR et VB et les provisions pour
renouvellement constituées sur les millésimes 1946-1974) ;
o A noter que, à valeur de remplacement constante, le « reste à doter » en provision
pour renouvellement sur le réseau BT aérien nu s’élève à 0,5 M€ d’ici à la fin de
contrat de concession (valeur minimale avec l’hypothèse d’une inflation nulle
jusqu’en 2022).
Concernant les réseaux BT souterrains :
o Concernant les ouvrages totalement amortis BT souterrains, le taux de couverture
moyen atteint près de 120%, ce qui représente une sur-provision de près de 0,5 M€
; le Syndicat interrogera ERDF sur ce point précis.
o A noter que, à valeur de remplacement constante, le « reste à doter » en provision
pour renouvellement sur le réseau BT souterrain s’élève à 4,6 M€ d’ici à la fin de
contrat de concession (valeur minimale avec l’hypothèse d’une inflation nulle
jusqu’en 2022) ;
A noter qu’il n’y a aucune provision pour renouvellement constituée sur les réseaux BT torsadés étant donné qu’ils sont tous devenus non renouvelables suite à l’allongement de leur durée de vie comptable en 2011.
Source : GraphiquesRC2015
Concernant l’analyse par échantillonnage des bases du concessionnaire, il ressort que, sur la
trentaine de dossiers analysés :
Les délais d’enregistrement technique (délai entre la date d’AMEO et la date de la mise à
jour cartographique) se situent entre une semaine et un peu plus de deux mois, pour une
moyenne de 26 jours conforme à l’objectif de mise à jour cartographique d’un mois ;
Les délais d’enregistrement comptable (délai entre la date d’AMEO et la date du dernier
mouvement comptable de l’affaire) sont très fortement supérieurs à l’objectif, entre un
mois et un an, pour une moyenne de 176 jours ;
Concernant les linéaires de réseau, des écarts significatifs entre la base comptable (IRIS) et
la base technique (SIG) sont a priori constatés sur 8 des 30 affaires analysées.
Cependant, une investigation sur les origines de ces écarts montre qu’ils sont pour la
plupart liés au fait que les linéaires de branchements sont pris en compte dans le SIG alors
que les branchements ne sont pas systématiquement immobilisés avec une quantité dans la
Taux
d'amortissement
pondéré par
longueur
Coût unitaire
moyen (€/ml)
"Reste à doter"*
en PR avant 2022
(M€)
Ecart de valeur
brute (VB)
technique
reconstituée et
VB comptable
Réseau HTA Souterrain 35,40% 70 €/ml 3,3 M€ -0,10%
Aérien nu 59,50% 75 €/ml 4,3 M€ -0,20%
Réseau BT Souterrain 29,70% 85 €/ml 4,6 M€ -0,30%
Torsadé 46,20% 40 €/ml 0 -0,10%
Aérien nu 98,10% Sans objet 0,5 M€ 30%
PR** Provisions pour Renouvellement * à VR constante
Amortissement, coût
unitaire, reste à doter et
cohérence comptable PR** à
fin 2014
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 134
base comptable, d’où une sur-représentativité a priori en termes de linéaires dans la base
technique.
Méthodes d’affectation
Si on peut constater une amélioration significative dans la présentation de l’équilibre économique
de la concession ces dernières années, le degré de détail reste encore insuffisant sur le plan des
charges d’exploitation opérationnelles à imputer.
Sur le plan des affectations, aujourd’hui, ERDF affecte plus de 92% des recettes directement à la maille concession. Sont directement affectées toutes les recettes d’acheminement, les recettes de prestations, les recettes de raccordement (directement affectées depuis 2014). En revanche seulement 17% des postes de charges sont concernés par une affectation directe à la maille concession, ce qui est bien insuffisant pour fournir une image financière représentative. La principale évolution en 2014 concerne l’affectation directe de la fiscalité locale et des recettes de raccordement. En corolaire de l’affectation par clé de 83% des postes de charges, la visibilité de l’activité du concessionnaire et l’image économique de la concession sont significativement altérées. A titre d’exemple, le changement de règle d’affectation de recettes de raccordement en 2014 est associé à une évolution significative de ce poste, sans pouvoir vérifier la corrélation effective. Les principaux postes pour lesquels la visibilité est très insuffisante sont les charges de personnel et les autres consommations intermédiaires (qui regroupent une grande partie des charges maitrisables par le concessionnaire, représentative de son effort en moyens sur le territoire). Pour ce dernier poste, les achats de matériels, les prestations de service et les RODP pourraient, à minima, être dissociées. Sur ces charges d’exploitation, un effort significatif peut d’ailleurs être attendu à horizon 2016 pour être conforme au protocole ERDF – FNCCR. Comme tend à suggérer le protocole, une information d’ordre analytique permettant d’identifier par exemple les moyens mis sur le réseau et sur la clientèle, l’effort de maintenance préventif et curatif, permettrait d’atteindre un niveau satisfaisant d’information. La distinction entre les charges « réseau » et les charges « clientèle » est déclarée être une clé à la maille DIR pour les charges de personnel. Pourquoi cette distinction n’est-elle pas fournie dans les éléments communiqués dans les CRAC ? Pourquoi n’est-elle pas utilisée pour le poste autre consommations intermédiaires, qui comprend les achats de prestations et matériels ? Pour améliorer cet état de fait et donner du sens au compte d’exploitation présenté dans le CRAC, il conviendrait à l’avenir pour le concessionnaire de présenter plus de postes de charges provenant directement de la concession, indiquer clairement les mailles des sources des données financières qu’il utilise et les clés de répartition.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 135
En parallèle, des changements de traitement comptables modifient l’économie des concessions : Pour rappel, en 2012, l’allongement de la durée de vie comptable des transformateurs HTA/BT
passée de 30 ans à 40 ans (pour rappel également, au cours de l’exercice 2011, la durée de vie
comptable des réseaux BT torsadés est passée de 40 ans à 50 ans, impactant directement à la
baisse le stock des provisions pour renouvellement mais également le flux annuel des dotations
aux provisions pour renouvellement et des dotations aux amortissement ;
Comptabilisation des chantiers dits "PDV" (Prolongation de la Durée de Vie). En effet, dans
certains cas, ce type opération est susceptible d’entraîner une reprise de provision pour
renouvellement (pour les ouvrages qui deviendraient renouvelables après le terme des contrats
auxquels ils sont attachés). Quelques chantiers de "PDV" ont été immobilisés sur la concession
du SDE35 en 2014. Toutefois, les impacts financiers communiqués par le concessionnaire
restent faibles : le montant des investissements PDV s’est élevé à 127K€ en 2014 contre 104K€
en 2013 ;
Pour rappel également, une modification des modalités de calcul de la dotation à la provision
pour renouvellement a eu lieu en 2012. Tenant compte du fait que tous les ouvrages
appartenant à une même catégorie ne sont pas retirés exactement à la fin de leur vie
comptable (certains sont retirés plus jeunes, en raisons de déplacement d’ouvrages par
exemple, d’autres au-delà de leur durée de vie comptable, dès lors qu’ils continuent à rendre le
niveau de service attendu), il est apparu nécessaire pour le concessionnaire de mieux apprécier
la probabilité de renouvellement des ouvrages d’ici la fin des contrats de concession et donc
d’affiner le calcul de la dotation à la provision pour renouvellement.
Ces modifications sont toutes défavorables pour la collectivité puisqu’elles tendent à diminuer le stock de provisions pour renouvellement (par des reprises ponctuelles ou des moindres dotations jusqu’à la date de fin de contrat de concession) et donc à augmenter la dette en fin de contrat de la collectivité envers le concessionnaire (ou, le cas échéant, à diminuer la dette du concessionnaire envers la collectivité). Ces modifications impactent les flux annuels des dotations aux provisions pour renouvellement et aux amortissements. Elles ont de plus été effectuées unilatéralement par le concessionnaire, sans le moindre avertissement préalable de sa part. Ainsi les dotations aux provisions pour renouvellement ont diminué de près de 40% entre 2013 et 2014.
En conséquence, l’image de l’équilibre économique fournie par le CRAC* pour la concession est insuffisamment représentative de la réalité. La plupart des charges étant réparties par clés, il est en cohérence avec le schéma économique moyen national, ne reflétant pas l’impact de l’environnement local d’exploitation. Ainsi l’équilibre économique est « lissé » au regard des réalités n’apportant aucune perception de l’effort relatif du concessionnaire sur la concession. La majorité des données financières de charges présentées dans le compte d’exploitation, résultant d’une affectation par clé, ne reflètent donc pas l’activité réelle du concessionnaire sur le territoire. Cette contribution à l’équilibre reste proche de zéro, ce qui laisse supposer une conformité de l’effort du concessionnaire sur le territoire de la concession. Mais celle-ci aussi souffre d’une
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 136
mauvaise représentativité car la construction repose essentiellement sur des charges non natives du territoire de la concession. Cela est dommage car cette notion de contribution à l’équilibre et son évolution devraient pouvoir permettre de mesurer l’effort d’exploitation du concessionnaire, au regard des contraintes induites par l’environnement d’exploitation spécifique. Le Syndicat devra donc rester vigilant pour les prochains contrôles notamment sur les aspects suivants :
ERDF souhaite réaliser les modifications énoncées dans le protocole FNCCR de manière cohérente et groupée et s’engage à les publier au plus tard dans les CRAC relatifs à l’exercice comptable 2015. En particulier, le compte « autres consommations intermédiaires » devrait être mieux précisé selon le protocole ;
Cela devrait se traduire par une augmentation de la part des charges directement natives de la concession, et une réduction de l’usage des clés de répartition. Cette évolution sera la mesure concrète de l’application de la jurisprudence administrative pour le SIPPEREC pour laquelle l’autorité concédante est en droit de solliciter de la société ERDF « la communication du compte de résultat détaillé à la maille de la concession, des répartitions intra-concessions, du détail de l’actif et du passif et les comptes de résultat prévisionnel à N+1, N+2 et N+3 » ;
En outre, il faudra s’assurer de la mise en place de la comptabilité analytique à l’échelle des 25 directions régionales et la déclination a minima des données concession depuis cette maille, comme indiqué dans le protocole ;
Les bouleversements de l’économie du contrat, liés aux changements des modalités comptables : il s’agit notamment des changements de durée de vie comptable des ouvrages, modification du calcul de la provision pour renouvellement…, sans consulter les autorités concédantes, qui auront pour incidence de réduire encore les dotations aux provisions pour renouvellement ;
La fourniture d’un compte d’exploitation sur les aspects « fourniture aux tarifs réglementés de vente et de première nécessité » par le concessionnaire EDF est nécessaire.
Analyse des données patrimoniales ERDF impulse des évolutions comptables qui sont de nature à systématiquement dégrader les droits du concédant.
Les données fournies par le concessionnaire sont encore insuffisantes pour s’assurer des droits du concédant, notamment le concessionnaire refuse de communiquer un inventaire comptable des ouvrages détaillant la répartition des financements ainsi que les mouvements relatifs aux provisions pour renouvellement ;
Le concessionnaire n’amortit pas certains ouvrages (réseaux BT et postes HTA/BT) situés sur les communes en régime d’électrification rurale et ne provisionne pas en vue de pourvoir au renouvellement de ces ouvrages. Cette pratique est contraire aux obligations du cahier des charges de concession dans la mesure où les obligations de renouvellement ne sont pas localisées sur certaines communes de la concession mais sur l’ensemble des communes. Cette absence d’amortissement réduit donc la valeur des droits en espèce, c’est-à-dire le montant des amortissements des financements du concédant qui est l’un des éléments du calcul du ticket de sortie. Cela est également vrai pour l’absence de provisions pour renouvellement ;
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 137
Elles auront également une incidence sur le vieillissement des ouvrages. Sans pouvoir craindre une dégradation de la qualité du service, elles ne participeront pas à son amélioration en état de cause.
Des changements de méthode comptable ont en outres été opérés régulièrement depuis ces dernières années unilatéralement par ERDF, concernant notamment :
o en 2011, l’allongement de la durée de vie comptable des réseaux BT torsadés de 40 à 50 ans ;
o en 2011 également, de nouvelles modalités de calcul de la dotation aux provisions pour renouvellement tenant compte des probabilités de retrait des ouvrages ;
o en 2012, l’allongement de la durée de vie comptable des transformateurs HTA/BT de 30 ans à 40 ans ;
o depuis 2013, dans une moindre mesure, des chantiers dits "PDV" (prolongation de la durée de vie) ont un effet similaire.
Ces changements de méthode comptable ou de pratique de gestion patrimoniale ont un impact direct négatif sur les droits des concédants et sur l’économie concessionnaire.
Si les évolutions opérées par ERDF sont de nature à apparemment améliorer sa gestion patrimoniale, et sont donc en principe bénéfiques en termes d’optimisation technico-économique, il n’en demeure pas moins qu’elles ont une forte incidence sur les provisions pour renouvellement et donc sur les droits des concédants. Toutes participent à la réduction de ces droits.
Une simulation de ces modifications, notamment la réintégration des provisions pour renouvellement reprises depuis 2007 en raison des modifications comptables d’ERDF ainsi que la prise en compte des recettes de raccordement comme du financement tiers mais aussi l’application de règles comptables identiques aux zones urbaines sur les zones rurales a été simulée. Cette simulation permet de chiffrer l’impact total sur les droits du concédant à plus de 80 M€.
En ce qui concerne les seules modifications d’allongement des durées de vie comptable et modification de calcul de la provision pour renouvellement depuis 2007, l’impact sur le montant des provisions et donc les droits du concédant ont été évalués à environ 18 M€. Sans ces modifications comptables, les provisions pour renouvellement (le stock est en baisse de plus de 10 M€ depuis 2010) se seraient maintenues.
Evaluation du ticket de sortie et impact des modifications comptables sur son
niveau
Une dégradation continue des droits du concédant est constatée au fil des ans.
Entre 2011 et 2014, le ticket de sortie s’est dégradé progressivement : o il était évalué à -8,5 M€ en 2011 et représentait une dette potentielle du
concessionnaire envers le concédant ; o A fin 2014, il est estimé à 2,5 M€ pour devenir une dette du concédant auprès du
concessionnaire, soit une dégradation de plus de 10 M€ en 4 ans. La dette du concédant envers le concessionnaire augmente donc régulièrement depuis a minima 4 exercices :
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 138
Evolution du calcul du ticket de sortie
Dette du
concédant envers le
concessionnaire
Une simulation montre l’importance de la participation des modifications de pratiques comptables du concessionnaire au fil des ans. Il en résulte une dégradation du ticket de sortie que l’on a estimé au total à environ 83 M€, qui devraient se traduire par une dette du concessionnaire vis-à-vis du concédant de l’ordre de 80 M€ à fin 2014.
En effet, face aux pratiques énoncées précédemment, le ticket de sortie est impacté de la manière suivante :
o L’allongement des durées de vie des ouvrages et les reprises de provisions, contribuent à augmenter le financement non amorti du concessionnaire est donc augmenter la dette du concédant ;
o La mise en place des nouvelles règles de calcul des provisions pour renouvellement entraîne une baisse des flux de dotations jusqu’à la fin des contrats, réduisant l’engagement de renouvellement du concessionnaire et/ou le reversement des provisions résiduelles au terme du contrat.
L’enregistrement des nouveaux branchements en valeur brute, constitue en principe une augmentation artificielle des actifs financés par le concessionnaire, engendrant donc au premier abord une dette supplémentaire du concédant pour la part non amortie ;
L’absence de prise en compte d’amortissement et de provisions pour 80% des ouvrages BT ER, réduit l’amortissement de la partie des biens financés par le concédant, dette du concessionnaire vis-à-vis du concédant ; le non enregistrement dans les comptes de la concession (mais au niveau national) des 20% de provisions restant participe de la même manière à la réduction des droits du concédant ;
Il en est de même avec l’absence de prise en compte des financements tiers sur les branchements et raccordements ;
Les programmes « Prolongation de durée de vie », seront de même nature, réduisant les obligations de renouvellement. En repoussant la durée de vie des ouvrages au-delà des échéances des contrats de concession, elles permettent des reprises de provisions pour renouvellement et la réduction des dotations aux amortissements. La pratique constitue une perte de valeur pour le concédant (car la durée de vie comptable de l’ensemble de l’ouvrage est revue), augmentant le financement non amorti du concessionnaire et conduisant à accroître la part de financement propre du concessionnaire dans le renouvellement des ouvrages.
20 000 k€
15 000 k€
10 000 k€
5 000 k€
2 489 k€ 1 945 k€
k€
2011 2012
- 1 937 k€
2013 2014
- 5 000 k€
- 8 500 k€
- 10 000 k€
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 139
Le Syndicat devra donc rester vigilant pour les prochains contrôles notamment sur les aspects suivants :
Les modifications comptables ont comme impact de réduire fortement le flux annuel de dotations à la provision pour renouvellement. Le concessionnaire n’exclut pas de nouvelles prolongations des durées de vie comptables de catégories d’ouvrages. En particulier, il faudra surveiller l’évolution possible de la durée comptable des canalisations HTA et son impact.
L’impact des programmes « Prolongation de durée de vie », sera à surveiller : ils réduisent les obligations de renouvellement. En repoussant la durée de vie des ouvrages au-delà des échéances des contrats de concession, elles permettent des reprises de provisions pour renouvellement et la réduction des dotations aux amortissements.
Ces modifications risquent d’avoir également une incidence sur le vieillissement des ouvrages de la concession et peut être une dégradation de la qualité du service associée. Cette incidence doit être rigoureusement surveillée. Un engagement du concessionnaire sur le profil d’âge (pyramide des âges) de chaque catégorie d’ouvrages à l’horizon de la concession devrait être obtenu.
En 2015, les transformateurs HTA-BT seront « localisés ». Cette localisation devrait impliquer une redescente des provisions pour renouvellement affectées au niveau national jusqu’à présent (et n’apparaissant donc pas dans les comptes concessions jusqu’à présent) dans les comptes concession. Cela devrait contribuer à une amélioration du ticket de sortie pour le concédant.
Sur l’exercice 2016, les valeurs résiduelles lors des retraits de compteurs non complètement amortis lors du remplacement des compteurs actuels par la génération Linky seront constatées dans les comptes en pertes. En effet, en cas de retrait de l’inventaire avant la fin de vie comptable, la valeur résiduelle des biens retirés vient en charge de l’exercice. L’amortissement du financement concédant comptabilisé sur ces compteurs qui seront retirés de l’inventaire doit être surveillé. En principe, selon ERDF, cet amortissement doit être réaffecté et considéré comme financement du concédant sur les nouveaux biens.
Calendrier, complétude et cohérence (pour ERDF) des
données globalement satisfaisants
Échelle des données : concession pour la majorité
d’entre elles
Transmission des codes GDO* et données OMT
Transmission des critères B par commune
Complétude des données concernant la qualité de
service, pour les réclamations en particulier
Cohérence des données EDF à vérifier avant transmission
au SDE35
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 141
Depuis 2007, le Syndicat établit annuellement une liste des documents et fichiers souhaités dans le
cadre des échanges annuels d'informations entre concessionnaire et concédant ainsi que dans le
cadre du contrôle de la concession. Cette liste n’exclut pas d’autres demandes spécifiques sur
certains thèmes particuliers et permet un suivi rigoureux des nombreuses informations à traiter au
titre du contrôle.
La liste des fichiers requis est présentée en annexe 2.
Concernant les données relatives à la concession de distribution, le calendrier de remises des
données a été suivi conformément à la demande du SDE35, selon l’échéancier suivant :
1. fin Avril 2015 : remise des données patrimoine et techniques ;
2. fin Mai 2015 : remise des données relatives à la qualité de l’énergie ;
3. fin Juin 2015 : remise des données comptables (anticipée afin de faciliter l’Audit Comptable
commandée par le SDE35).
La date de remise de Compte-Rendu d’Activités du Concessionnaire (CRAC*) n’a pas été modifiée
(avant le 30 Juin de l’année n+1 comme le prévoit le cahier des charges).
Les éléments de contrôle relatifs à EDF, en complément du CRAC* remis fin Juin, ont été transmis au
Syndicat avec quelques semaines de retard, le 25 juillet.
Mi-Avril, le Syndicat a transmis aux concessionnaires une liste des thématiques de contrôle
opérationnel avec les échéances suivantes :
pour les dossiers de facturations des branchements et des déplacements d’ouvrage : 10
juillet. Ce délai a été tenu par ERDF ;
pour le dossier relatif au contrôle technique des ouvrages selon le décret 2011-1697,
demandé pour le 11 septembre : ERDF a transmis le dossier avec un mois de retard ;
pour le dossier relatif au processus de réception et de traitement des données
d’acheminement requis également pour le 11 septembre : cette thématique a fait l’objet
d’une présentation en réunion ;
concernant le dossier relatif au processus de traitement des réclamations par EDF : la date de
remise du 1er septembre a été respectée.
La liste des données requises a peu évolué depuis l’année dernière et ne présente que quelques
précisions complémentaires.
Quelques fichiers demandés précédemment ont été par ailleurs retirés de cette liste.
Malgré les refus persistants d’ERDF, le Syndicat se permet d’insister dans ses demandes pour des
fichiers qui paraissent pertinents à exploiter afin de limiter le travail de reconstitution de données ou
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 142
bien qui restent complémentaires aux fichiers déjà remis (notamment pour les requêtes
comptables).
Le premier niveau de contrôle général, réalisé à la réception des fichiers, consiste à vérifier le
périmètre géographique des données.
Pour la troisième année, les concessionnaires ont remis un seul CRAC* présentant les données à
l’échelle de la concession, et non plus 19 CRAC* aux périmètres des anciennes concessions.
Le tableau en annexe 1 synthétise l’échelle géographique des données principales proposées par le
CRAC*.
On peut noter chaque année une progression du nombre d’items présentés à l’échelle de la
concession. Seules les informations suivantes ne sont pas présentées sur ce périmètre :
Les taux d’accessibilité de l’accueil téléphonique fournis à l’échelle « Région ERDF » ou
Bretagne ;
Les taux de satisfaction des clients BT >= à 36 kVA et des clients raccordés en HTA fournis à
l’échelle région Ouest
les taux de prestations techniques de mises en service sur installation existante et de résiliation dans les délais standards ou convenus. Ces données ont été fournies en 2010 et 2011 pour la région Bretagne et sont portées depuis 2012 à l’échelle « ERDF Grand Ouest ».
Une nette amélioration du niveau d’échelle est à souligner et concerne les indicateurs suivants :
nombre de contrats et consommations par option tarifaire ;
nombre de contrats résiliés par option tarifaire ;
nombre de factures sur index relevé, transmis par le distributeur ;
nombre de factures de résiliation à l’initiative du client basées sur une auto-relève ;
nombre de factures de résiliation à l’initiative du client sur index estimé ;
nombre de clients ayant souscrit à la facture électronique ;
nombre de clients bénéficiant du "Relevé Confiance" ;
nombre de rétablissements suite à paiement sur coupure ;
nombre de délais de paiement accordés ;
nombre de pénalités liées aux impayés ;
nombre de PDL actifs en situation de coupure effective réalimentés au début de la période
hivernale ;
nombre de réductions de puissance demandées en période hivernale ;
nombre de réductions de puissance effectives - cumul sur période hivernale ;
taux de réclamations traitées dans un délai de 30 jours.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 143
L’ensemble des fichiers remis est présenté à l’échelle de la concession, à l’exception des indicateurs relatifs à la satisfaction clients aux Tarifs Réglementés de Vente fournis à l’échelle de la région « Ouest » voire nationale.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 144
Le second niveau de contrôle général des données contenues dans les fichiers porte sur la
complétude et la cohérence des données, avec notamment les points de vérifications suivants :
la complétude des données présentées avec celles requises par le SDE35 ;
la concordance des données avec celles présentées dans le CRAC* ;
la cohérence des données de l’année n-1 avec celle présentée dans le cadre du contrôle de
l’année précédente ;
la correspondance des fichiers avec le nombre attendu de départs, de communes (…) : la liste
de données est-elle complète ?
la complétude des données pour chaque information : toutes les colonnes comportent-elles
les informations requises ?
A l’issue de cette phase de vérification, le Syndicat demande des compléments ou corrections de
données aux concessionnaires.
Le tableau ci-après présente les fichiers dont les niveaux de complétude et/ou cohérence ont fait
l’objet d’échanges avec le concessionnaire.
Remarques du Syndicat Retour d’ERDF
B2-01 caractéristiques
des départs HTA*
Mail du 06/05/2015 :
Longueurs et nombre de clients :
données incohérentes
Fichier retransmis le
07/05/2015
Fichiers descriptifs des
réseaux et postes
Mail du 21/05/2015 :
Doublonnage persistants dans la
désignation des postes malgré les
demandes de corrections les années
précédentes
+ problématique dans le nommage de
25 départs
Fichiers retransmis avec les
éléments corrigés le
26/05/2015
Consommation par
commune C2-02
Mail du 28/05/2015 :
Il manque les puissances souscrites
Fichier retransmis avec les
éléments manquants le
28/05/2015
Liste des
transformateurs B2-06
Mail du 28/05/2015 :
Les postes ou transformateurs intégrés
en 2014 n’apparaissent pas
Fichier retransmis avec les
éléments manquants le
17/06/2015
B4-02 coupures longues
de la BT*
Mail du 30/10/2015 :
Le fichier est incomplet
Fichier complet transmis le
30/10/2015
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 145
Fichier de temps de
coupure (critère B*) par
commune, sous format
Excel
Non remis. Seulement une carte
présentant des seuils d’une heure Réponse d’ERDF identique à celle de 2014 :
« Le contrôle s’entend au niveau de la concession
et la maille d’analyse du critère B* est bien celle-
ci. A ce titre, cet indicateur ne sera pas transmis
à la maille communale. Dans le cadre du contrôle
ERDF donne une représentation géographique
du critère B* TCC 2013 par commune. Chaque
année le CRAC* rend compte du Critère B* par
nature et origine».
A noter, une autre donnée non fournie : les informations relatives aux OMT* (Ouvrages Manuels
Télécommandés).
Le Syndicat souligne une fois de plus l’absence regrettable de la codification GDO* qui permettrait
pourtant de faciliter le travail de rapprochement des données d’une année à l’autre ainsi que
l’identification précise des postes et départs HTA.
Néanmoins, après plusieurs années d’erreurs récurrentes de doublonnage sur certains noms de
postes ou de départs, ERDF s’est engagé à modifier les informations à la source dans le SIG afin que
les fichiers de l’année 2016 soient exempts de doublons de désignations de postes. Ainsi plus aucun
traitement manuel ne serait requis après remise par le concessionnaire des fichiers comportant ces
doublons.
Le Syndicat souhaite vivement que ces corrections soient également opérées sur les départs
concernés.
Depuis 2013, des améliorations intéressantes ont pu être notées à la réception des fichiers : des
commentaires, des explications, agrémentées de graphiques, sont apportées en accompagnement
des indicateurs, maintenant présentées de façon presque généralisée à la maille concession.
Néanmoins, le Syndicat a pu émettre auprès d’EDF les remarques suivantes portant sur des
incohérences de données (Les réponses d’EDF apparaissent en italique) :
Les Données 2013 transmises sont différentes de celles précisées en 2014 pour l’exercice
2013 pour :
o le nombre de factures émises et le nombre de lettres uniques de relances envoyées
(BC9) : « Ecart : 7,20%. Le nombre de factures pour les particuliers communiqué en
2013 est erroné car il intègre une partie des clients non résidentiels qui n'était pas
encore migrée dans l'outil de gestion des clients Entreprises et Collectivité.» ;
o le nombre de PDL actifs ayant bénéficié d’un conseil tarifaire (tableau BC11), les
nombres de premières mises en service sur branchements neufs, sur PDL existants et
nombre d’abonnements sans interruption de fourniture (BC12) : « Cette situation est
liée aux évolutions permanentes de nos fichiers selon la date de « requêtage »
informatique » ;
o Le nombre de contrats résiliés et nombre de résiliations à l’initiative du client (BC13)
« ce point est en cours d'analyse » ;
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 146
o Le nombre de coupures demandées par EDF à ERDF et réalisées par ERDF (BC14) :
« Les données 2013 indiquent uniquement les coupures fermes, les chiffres de 2014
correspondent à la somme des coupures fermes et conditionnelles » ;
o Le nombre de réclamations par motif (sauf conseil et service, relations avec le
distributeur et qualité de fourniture et réseau) (BC19) : « Cette situation est liée aux
évolutions permanentes de nos fichiers selon la date de "requêtage" informatique » ;
Pour les appels téléphoniques, les données 2013 présentées sont identiques aux données
2012 : « Dans le générateur 2014, les chiffres 2013 "Nombres d'appels reçus dissuasifs" et
"Nombres d'appels traités" sont identiques aux chiffres 2012 qui figurent dans Générateur
2013. Les chiffres que nous vous avons communiqués sont erronés ». De nouvelles données
ont été fournies le 1er décembre.
Certaines données ont été fournies dès 2013 à la maille concession, et ce n’est pas pris en
compte dans les tableaux ; exemple du nombre de réclamations traitées dans les 30 jours,
nombre de contrats dont tempo. « Le taux "nombre de réclamation traitées dans les 30
jours" mentionné dans le Générateur 2013 est de 75,5 %.
Cette donnée n'a pas été reportée dans le Générateur 2014 pour l'exercice 2013. il s'agit d'un
oubli. Dans le générateur 2013, il apparaît une ligne pour le nombre de contrat "Tempo",
cependant les données 2013 sont mentionnées "Non disponibles".
Sur le fichier envoyé le 25 juillet 2015, le total des options "EJP/Tempo" est indiqué pour
l'exercice 2014. Les données "EJP/Tempo" et "Tempo" pour l'exercice 2013 sont également
Non disponibles. »
Concernant la répartition des réclamations par thématique et le taux de réponses sous 30
jours à l’échelle de la concession : les données indiquées dans les fichiers sont différentes de
celles présentées dans le CRAC* : « Il y a une différence au niveau de la présentation des
réclamations par thématiques entre le "Générateur de contrôle" et le CRAC* 2014.
Cependant, les données dans les deux documents sont identiques. En ce qui concerne le taux
de réponse sous 30 jours, nous avons indiqué les informations suivantes :
o - CRAC* 2014 : 92,9%. (page 136) ;
o - Générateur 2014 : 90,7 %.
Nombre de lettres uniques de relance : pourquoi cet indicateur est-il donné dans le CRAC* et
n’apparait-pas dans le fichier de données (ligne présente mais libellé « n.d » à la place de la
donnée) : « Le nombre de lettres uniques de relance pour les particuliers apparaît dans le
CRAC* 2014 (en annexe) et dans le générateur (ligne 265). Dans les deux cas, le chiffre est de
180 970 lettres uniques de relance. Le nombre de lettres unique de relance pour les non
résidentiels est "Non disponible" ».
Depuis 2013, le CRAC* propose une nouvelle structure, plus claire : une composition en deux parties
au lieu de trois les années précédentes ; une dédiée à ERDF et l’autre à EDF évitant ainsi les
redondances et la dispersion des informations entre les parties auparavant consacrées à ERDF.
Concernant EDF :
Des informations relatives à l’actualité de l’énergie ont été apportées en 2014 notamment sur le
maintien de l’énergie par le distributeur et sur les dispositions de la loi consommation « Hamon » du
17 mars 2014, sur les coupures conditionnelles et fermes, sur l’application de la trêve hivernale
prévue par la loi Brottes, et enfin sur la facturation des frais de retard de paiement.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 147
Peu d’indicateurs apparaissent dans le CRAC* mais restent fournis dans les fichiers. Beaucoup
d’informations littérales sont apportées au sujet des évolutions réglementaires, tarifaires,
contractuelles, sur les actions sociales et solidaires, sur le contrat « EDF et moi ».
En 2014, pour les Tarifs bleus, verts, jaunes, des données détaillées par type d’option de tarification :
(base, Heures Creuses/Heures Pleines, EJP ou Tempo) sont présentées.
Enfin des détails intéressants concernant la réversibilité des offres de marché vers les TRV* ainsi
qu’une synthèse pertinente portant sur les modifications apportées sur les Conditions Générales de
Vente (CGV*) sont proposées.
Concernant ERDF :
ERDF a placé de nombreux indicateurs en annexe et a revu la disposition des différentes
thématiques.
Les informations traitant de la qualité de l’énergie et les délais d’envoi de devis sont moins fournies
que l’année précédente, mais restent accessibles bien sûr dans les fichiers remis par le
concessionnaire.
Un paragraphe traitant de la Prolongation des Durées de Vie (PDV*) a été ajouté.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 148
Un protocole a été signé entre la FNCCR*, ERDF et EDF le 26 mars 2009, afin de définir une liste
d’indicateurs complémentaires concernant l’acheminement et la fourniture d’électricité qui vise à
étayer les informations à faire apparaître dans le CRAC*.
Un avenant au protocole a été signé le 11 Mai 2011 afin notamment d’améliorer le niveau
d’informations relatif aux données patrimoniales, aux dénombrements des raccordements
consommateurs et producteurs ainsi qu’à la répartition typologique des réclamations.
La liste des indicateurs détaillée dans le protocole a été utilisée par les concessionnaires pour
structurer de Compte-Rendu d’Activités.
On y retrouve :
les indicateurs techniques descriptifs des ouvrages ainsi que les indicateurs de performance
(qualité et continuité d’alimentation) sont tous bien précisés, et ce à l’échelle de la
concession ;
les indicateurs concernant la qualité de service qui sont maintenant représentés à l’échelle
de la concession, c’est le cas du taux de réclamations traités dans les 30 jours.
Néanmoins, le découpage thématique des investissements ne suit pas celui proposé dans le
protocole.
ERDF a rigoureusement pris en compte l’avenant au protocole, notamment avec les nouvelles
données prévues d’être fournies depuis 2012 :
le dénombrement des raccordements des consommateurs et des producteurs ;
le taux de devis envoyé dans les délais ;
le délai moyen d’envoi d’un devis.
Les remarques émises depuis 2011 dans les précédents rapports de contrôle sont à réitérer en partie
pour les données relatives aux facturations et aux paiements, présentées à la maille départementale,
ne sont transmises que pour les seuls tarifs bleus.
En 2016, une analyse comparative portant sur l’application du protocole FNCCR*-ERDF signé au
congrès de Montpellier en 2013, sera réalisée afin de vérifier la prise en compte des compléments
requis pour les données comptables.
Comme indiqué dans les précédents rapports, la qualité de suivi des interventions auprès du client
dans le cadre des échanges (réclamations) ou d’interventions techniques reste donc un axe de
progrès à prendre en compte par les concessionnaires ERDF et EDF.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 149
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 150
Le Syndicat a souhaité compléter les axes de contrôle annuel par une analyse précise des dispositions
de traitement des réclamations ainsi qu’un focus sur les données 2014 à l’échelle de la concession.
Les réclamations concernant EDF
Pour des réclamations engageant la réponse d’EDF, le concessionnaire détaillera ces modalités dans
une note, qui précisera depuis la réception de la réclamation, jusqu’à son classement :
les origines possibles (directement l’usager, le distributeur…) ;
les moyens d’échanges (téléphone, courriers, courriels, boutiques…) ;
les services sollicités selon le moyen d’échanges et/ou la thématique de la réclamation ;
le(s) support(s) d’enregistrements : logiciel(s) concerné(s) et modalités d’enregistrement ;
le cheminement de la réclamation en fonction de la thématique abordée : un logigramme viendra illustrer le(s) processus correspondant(s) ;
les délais moyens visés pour chacune des étapes du processus et les modalités de calcul de ces délais ;
les supports de réponse utilisés selon le moyen d’échanges et/ou la thématique de la réclamation ;
les moyens de contrôle mis en place pour vérifier l’adéquation de la réponse apportée avec la requête initiale et la satisfaction globale du client, et pour vérifier les délais engagés ;
les modalités de calcul des taux de réponse avant les 30 jours : concrètement s’agit-il uniquement des réponses d’attente ?
Les réclamations concernant le distributeur ERDF
Le SDE35 sollicite également pour ce même axe de contrôle des éclaircissements concernant le
traitement des réclamations engageant la responsabilité, ou à minima, la réponse du distributeur :
les moyens d’échanges (téléphone, courriers, courriels, support logiciel…) avec le
distributeur ;
les services sollicités ;
le(s) support(s) d’enregistrements : logiciel(s) concerné(s) et modalités d’enregistrement
le cheminement de la réclamation en fonction de la thématique abordée, depuis la
réception de la réclamation, en passant par la transmission au distributeur jusqu’à son
classement : un logigramme viendra illustrer le(s) processus correspondant(s) ;
les délais moyens visés pour chacune des étapes du processus ;
les supports de réponse utilisés. EDF reste-t-il toujours le seul interlocuteur de l’usager ou le
concessionnaire prend-il le relai de façon définitive ou transitoire ? Si oui, selon quel(s)
critère(s) ?
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 151
les moyens de contrôle mis en place pour vérifier l’adéquation de la réponse apportée avec
la requête initiale et la satisfaction globale du client au sujet de la réponse proposée. Quelles
questions précises sont posées aux usagers ?
les modalités de calcul des taux de réponse avant les 30 jours : s’agit-il uniquement des
réponses d’attente informant l’usager du traitement de la réclamation par ERDF ?
Focus sur les données 2014 à l’échelle de la concession SDE35
Des données relatives aux réclamations sont transmises à l’échelle de la concession depuis l’année
2014, pour l’exercice 2013 et pour les seuls tarifs bleus. Néanmoins, celles-ci ne permettent pas
d’avoir une vue précise de cette thématique.
Aussi, le concessionnaire remettra-t-il les informations suivantes, pour l’ensemble des tarifs (Bleus,
Jaunes, Verts) :
la répartition des moyens d’échanges utilisés : téléphone, courriers, courriels, boutiques ;
la répartition des origines des réclamations : usagers particuliers, collectivités, entreprises,
associations...
la répartition des responsabilités engagées : EDF, ERDF, autre intervenant ou simple
demande d’informations ;
la répartition des thématiques (fournie en 2014 pour les seuls tarifs bleus) ;
la répartition des délais effectifs de réponse suivant des pas de 10 jours y compris au-delà
des 30 jours ;
le nombre et la répartition par thématique des réclamations qui font l’objet d’un 2ème, 3ème
niveau, voire la sollicitation du Médiateur National de l’Énergie ;
le nombre de conseillers dédiés au traitement des réclamations ;
le nombre de réclamations suivies dans le cadre du « Baromètre Satisfaction Clients » et/ou
ayant fait l’objet d’un contrôle qualité.
En date du 1er septembre, EDF a transmis un rapport écrit précis et structuré présentant le processus
de traitement des réclamations pour les clients Particuliers 1er niveau d’une part et d’autre part le
traitement des réclamations pour les clients Entreprises et Collectivités Cette note est présentée en
annexe 3 du présent rapport.
Le SDE35 a remis à EDF une liste de questions portant sur ce document le 20 octobre (libellées en
vert dans le document en annexe 3) et EDF a répondu le 27 octobre (réponses apparaissant en bleu).
L’équipe EDF a accueilli le SDE35 ainsi que le SDEF le 9 novembre 2015 dans les locaux d’EDF. Le compte-rendu détaillé de cette journée peut être consulté en annexe 4 du présent rapport. Le Syndicat a pu noter lors de cette visite les moyens dédiés par EDF au traitement des réclamations, le dynamisme des équipes et la qualité des différents modes opératoires.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 152
Au regard de la performance de ces processus et la prédominance du vecteur oral des réclamations, le Syndicat comprend d’autant moins qu’EDF ne puisse fournir des indicateurs pour l’ensemble des sollicitations quelle que soit le support utilisé par l’usager (internet, téléphone, courrier…) et regrette ce manque de transparence.
L’application de l’article 12 du cahier des charges prévoit une prise en charge totale ou partielle des
déplacements d’ouvrage par le concessionnaire.
Pour les situations ne répondant pas aux dispositions de cet article, le déplacement d’ouvrage est
alors facturé dans sa globalité au demandeur.
Une liste de 15 opérations de déplacements d’ouvrage a été transmise à ERDF au printemps. Pour
chacune d’entre elles, le concessionnaire a précisé dans un premier temps les modalités de prise en
charge partielles ou totales du demandeur.
Dans le cas de prise en charge avérée, il a dû produire pour chacune des opérations concernées, des
copies des pièces originales suivantes, en version informatisée :
la demande de déplacement fournie par l’usager ;
la Proposition Technique et Financière (PTF) transmise à l’usager ;
les éléments cartographiques comprenant les descriptifs techniques et les plans aux étapes
d’études, de travaux et de recollement ;
la facture transmise au demandeur ;
les fiches « Ingepilot » précisant les linéaires mis en service et mis hors service ;
les comptes-rendus d’acceptation des mouvements d’entrée et de retrait en immobilisation
l’état récapitulatif « IRIS » des entrées et sorties d’immobilisation (version électronique sous
forme de tableur) ;
le compte-rendu d’exécution d’investissement (CREI) donnant notamment les coûts définitifs
du concessionnaire, y compris concernant les mises en concession d’ouvrages non localisés
(transformateurs et branchements).
Le Syndicat a pu apprécier, comme pour les dossiers de branchement, une présentation claire et
organisée des fichiers en lien informatisé sur un même tableau.
Néanmoins, pour plusieurs dossiers, les plans ou devis transmis étaient incomplets et leurs absences
ne permettaient donc pas une analyse précise des facturations.
Enfin, lors de la première phase de questionnement après remise des pièces de contrôle,
correspondant à des demandes de précisions, le SDE35 a déploré quelques réponses expéditives, non
adaptées.
Les différents devis transmis ont permis de mettre en exergue de très importantes augmentations
appliquées à certains postes par comparaison avec des prestations identiques facturées en 2012 ou
2013 :
mise en chantier de réseau souterrain en CD3 (+61 %) en CD2 (+ 66%) ;
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 153
constitution du dossier, envoi et suivi des DT pour une commune (prestation multipliée par
3) ;
constitution et envoi des articles 2 (prestation multipliée par 2) ;
fouille ponctuelle en agglomération (+10%) ;
autorisation de passage par convention obtenue et signée (+120 %) ;
fourniture pose et raccordement d'un REMPBT G3 600 en CD3 (+36 %) ;
tranchée en terrain vierge, espace vert et accotement non stabilisé en CD2 (+44%).
Le Médiateur National de l’Énergie (MNE*) a eu l’occasion d’être sollicité en 2015 à propos de l’inflation importante des devis de raccordements et ses conclusions font écho au manque de clarté des devis et à l’augmentation très nette des devis évoqués ci-avant et ci-après. En effet, dans le cadre de la recommandation numéro 2015-1023 (voir accès sur le site : http://www.energie médiateur.fr/recommandations/trouver_une_recommandation.html)), le médiateur a alerté la CRÉ* « sur l’opacité des prestations de raccordement facturées sur devis, dont le bien-fondé est en l’état invérifiable pour un consommateur ». Il demande un contrôle et la publication du canevas technique utilisé par ERDF pour réaliser les devis des prestations sous monopole. Il souligne également la nécessité d’une présentation des devis suffisamment claire et compréhensible qui explicite la nature des travaux réalisés et leur contenu. Par ailleurs, le SDE35 a vérifié pour chacun des 15 dossiers la juste application de dispositions de participations du pétitionnaire à l’appui de l’article 12 du cahier des charges de concession. Pour un cas précis, le SDE35 n’a pas compris la totale facturation du déplacement au client. Il s’agit
du dossier DB27/005267 portant sur le déplacement d’émergences gênantes requis dans le cadre du
projet de la maison de santé pour la commune de Pléchâtel. Ces émergences se trouvant dans
l’emprise du bâtiment, sur un terrain privé acquis par une collectivité, l’application de l’article C du
cahier des charges de concession prévoit un partage pour moitié des frais de déplacement à
l’exception d’opérations d’urbanisme d’ensemble telles que des aménagements de ZAC, des
rénovations urbaines.
Le SDE35 a interrogé une seconde fois ERDF à ce sujet. Il semblerait que les émergences se
trouvaient initialement sur le domaine public et ERDF s’appuie sur la phrase de l’article 12C « les
réalisations nécessitant cette modification n’auraient pu être envisagées raisonnablement » lors de
l’implantation de l’ouvrage.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 154
Le branchement électrique, défini dans l’article 1 du décret 2007-1280 du 28 août 2007, est facturé
au demandeur par ERDF, y compris pour les opérations de raccordement et d’extension réalisées
sous maîtrise d’ouvrage du SDE35.
Pour chacune des 10 opérations proposées par le SDE35, le concessionnaire a produit les copies des
pièces suivantes, en version informatisée :
la demande de branchement produite par le pétitionnaire ;
la Proposition Technique et Financière transmise au pétitionnaire ;
les plans d’études, de travaux et de recollement ;
la facture transmise au pétitionnaire ;
les pièces présentant le montant des dépenses engagées par le concessionnaire et celui de
l’immobilisation correspondante ;
les fiches « Ingepilot » précisant les linéaires mis en service et mis hors service.
Sur les 10 opérations traitées, 2 opérations de demande de branchements n’ont pas donné suite, car des points de livraison existants permettant un raccordement ont pu être utilisés. Sur les 8 opérations facturées, 3 opérations ont fait l’objet d’une facturation supplémentaire indiquée comme « complémentaire », non prévue dans le barème de raccordement de 2011 approuvé par la CRE* le 28 juin 2011 et entré en vigueur le 28 septembre 2011. Ces facturations complémentaires concernaient des prestations suivantes :
« marquage piquetage des réseaux (décret DT DICT) » pour les 3 cas concernés ;
« levé du branchement (décret DT DICT) » pour les 3 cas concernés ;
« identification du câble pour branchement souterrain sur boîte » pour 1 cas sur les 3 considéré.
Ces coûts supplémentaires représentent entre 19 et 27 % de majoration des coûts initiaux de branchement. A noter que le décret DT-DICT correspond au décret 2011-1241 du 5 octobre 2011 relatif à l’exécution de travaux à proximité de certains ouvrages souterrains, aériens ou subaquatiques de transport ou de distribution. Le Syndicat regrette tout d’abord un manque d’informations manifeste :
Les deux prestations faisant référence au décret DT DICT ont été introduites sans informations préalables aux Autorités Concédantes, et ce dès le début de l’année 2014. Le SDE35 a questionné la FNCCR* en février 2014 au sujet de la légitimité de ces nouvelles dispositions imposées dans la facturation des branchements. La FNCCR*, en réponse, a souligné l’absence avérée d’informations préalables du concessionnaire vers les AODE* et a informé le SDE35 qu’ERDF devait être revenu sur ces agissements dans l’attente imminente d’un nouveau barème.
Aucune précision n’est apportée au pétitionnaire au sujet de ces prestations
complémentaires dans la proposition de raccordement. La prestation complémentaire est
seulement introduite en dernière page, sans aucune explication, sous la forme suivante :
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 155
Par ailleurs, le Syndicat s’interroge sur le bien-fondé de ces facturations complémentaires, en
s’appuyant sur :
Le barème V3 qui ne prévoit pas de telles dispositions ;
L’arrêt de ces agissements dans certaines concessions début 2014 après alerte de AODE*
concernées ;
D’une recommandation du MNE* (n°2014-1439 voir accès sur le site : http://www.energie-
mediateur.fr/recommandations/trouver_une_recommandation.html) concernant un cas de
contestation de ces facturations complémentaires. Le MNE* considère que les « prestations
complémentaires sont déjà prises en compte dans le forfait de raccordements des clients du
barème V3 ».
Indépendamment de la problématique liée aux prestations complémentaires, l’analyse des
facturations des travaux de branchement a permis de vérifier la conformité des coûts et des
réfactions appliqués aux pétitionnaires pour 7 des 8 cas étudiés.
Une opération concernant 4 branchements (référence dossier : DB27/0003428) suscite un
questionnement de la part du Syndicat : Pourquoi ce raccordement BT* collectif ne suit-il pas les
dispositions du paragraphe 12.1.3 "raccordement BT* d'un groupe de trois utilisateurs et plus" (du
barème V3), qui prévoit l'application des formules de coûts simplifiées du paragraphe 5.4 ?
ERDF a précisé en retour que ce projet comportait du raccordement collectif mais aussi du
déplacement d’ouvrage. Pour faciliter les démarches du client, ERDF a proposé un seul interlocuteur
et un seul devis et indique qu’il n'était pas possible de mélanger dans un même devis des forfaits
collectifs et des prestations de DO au canevas de facturation. La facturation a donc été intégralement
formalisée sous la forme de prestation au canevas.
Le Syndicat regrette que cette disposition de calcul n'ait pas été spécifiée dans la proposition
financière qui se rapporte seulement au raccordement et n'évoque nullement le projet de
déplacement d'ouvrage. Les plans fournis ne permettaient pas de comprendre cette situation
particulière.
Le contrôle opérationnel portant sur les branchements a permis de souligner des défauts
d’informations récurrents auprès de clients peu documentés au sujet de ces prestations peu
habituelles, qu’il s’agisse de travaux complémentaires imposés ou de modalités de facturations
particulières.
Un échange oral avec les clients ne dispense pas ERDF de présenter une proposition financière bien
renseignée, personnalisée et donc adaptée à chaque situation.
Ces défauts d’informations dans le cadre des devis fournis aux usagers ont également été soulignés
dans le cadre du traitement de quelques réclamations par le SDE35.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 156
L’article 13 du décret n°2011-1697 du 1er décembre 2011 relatif aux ouvrages des réseaux publics
d’électricité présente de nouvelles dispositions de contrôle de la construction et de l’exploitation des
ouvrages des réseaux publics d’électricité et des lignes directes.
Les articles 14 et 15 prévoient le contrôle, par l’autorité concédante, du respect des obligations
évoquées dans l’article 13.
Les modalités de contrôle technique citées dans le décret n°2011-1697 sont détaillées dans l’arrêté
du 14 janvier 2013 et distinguent le contrôle des nouveaux ouvrages et le contrôle des ouvrages
existants.
Dans le cadre de ces nouvelles obligations réglementaires, le SDE35 a souhaité connaître
l’organisation mise en place par le concessionnaire pour l’application de cette réglementation. Il lui a
été demandé le premier bilan annuel établi suivant les dispositions des articles 16 et 18 de l’arrêté
du 14 janvier 2013 ainsi que les éléments d’information suivants :
les moyens mis en place à l’échelle nationale et/ou régionale et à l’échelle de la concession :
les outils de contrôle et les moyens humains (en précisant notamment l’indépendance
fonctionnelle du ou des organismes/agents de contrôle).
pour les ouvrages neufs :
o la nature et la chronologie des échanges entre ERDF et le (ou les) organisme(s) de
contrôle de la commande des travaux jusqu’à la transmission du compte-rendu définitif
du contrôle, à l’appui d’un logigramme ;
o les critères de choix retenus pour la sélection des ouvrages contrôlés ;
o les modalités pratiques du contrôle ;
o la liste des ouvrages non souterrains nouveaux mis en service sur 2013-2014 précisant le
numéro d’affaire ERDF, le libellé de l’affaire ERDF et le linéaire non souterrain
correspondant ;
o la liste des ouvrages nouveaux contrôlés sur la période 2013-2014 et l’ensemble des
comptes rendus de contrôle correspondants.
pour les ouvrages existants :
o la nature et la chronologie des échanges entre ERDF et le (ou les) organisme(s) de
contrôle de la commande des travaux jusqu’à la transmission du compte-rendu définitif
du contrôle, à l’appui d’un logigramme ;
o les critères de choix retenus pour la sélection des ouvrages contrôlés ;
o les modalités pratiques du contrôle suivant chaque champ technique détaillé dans les
articles 6 à 13 de l’arrêté du 14 janvier 2013 ;
o la liste des ouvrages nouveaux contrôlés sur la période 2013-2014 et l’ensemble des
comptes rendus de contrôle correspondants ;
o les plannings prévisionnels de contrôle pour la période 2015-2023.
Cet axe de contrôle a également été proposé par les 4 Syndicats bretons aux directions territoriales
concernées.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 157
ERDF a fourni en date du 14 octobre le bilan annuel de l’année 2014. Celui-ci a été établi par le Pôle
« Contrôle Technique des Ouvrage » (CTO), entité pilotée par la direction nationale ERDF pour
organiser cette nouvelle mission.
Ce rapport se trouve en annexe 5.
Des questions complémentaires ont été transmises à ERDF avant une présentation qui s’est déroulée
le 24 novembre 2015.
Lors de la présentation du 24 novembre, le Syndicat a pu apprécier le traitement exhaustif du sujet
ainsi que la prise en compte des questions complémentaires envoyées à l’occasion de la transmission
du premier bilan.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 158
Dans le cadre du contrôle de la TCFE* versée au SDE35 pour les communes rurales, les données
d’acheminement fournies par ERDF chaque année sont comparées aux données de consommation
transmises par chaque fournisseur de façon trimestrielle.
Le contrôle sur l’année 2013 a relevé, sur quelques communes et pour quelques fournisseurs, des
données d’acheminement qui ne correspondaient à aucun versement de taxes.
Afin de mieux comprendre le circuit des informations d’acheminement et ainsi mieux appréhender
les écarts pouvant exister entre ces deux origines de données, le SDE35 souhaiterait connaitre :
le processus de relève des index : périodicité, calendrier à l’échelle de la concession, et répartition des différentes solutions alternatives (autorelevés, télérelèves…) ;
les modalités de remontée auprès des différentes fournisseurs des informations sur les index (contenu précis des informations, supports utilisés périodicité…)
les modalités de facturation des prestations d’acheminement aux fournisseurs (modèle de facture, périodicité…) ;
les définitions et répartition des volumes acheminés, facturés et vendus pour les années 2013 et 2014 ;
les modalités de reconstitution du fichier E1-01 en précisant si son contenu présente les volumes acheminés ou les volumes vendus ;
Les potentielles origines des différences constatées entre les données de volumes ERDF (E1-01) et celles des volumes fournisseurs. A titre d’exemples, les deux écarts qui subsistent pour les données 2013, même après échanges avec les fournisseurs concernés et en tenant compte des décalages temporels entre les deux niveaux de données : les fournisseurs n’ont pas déclaré de taxes versées alors qu’ERDF déclare des consommations. Il s’agit d’Enercoop pour la commune d’Eancé (35103) et Alterna pour la commune de Balazé (35015) ;
Les modalités de traitement et de transmissions des consommations relatives : o à des contrats bleus, jaunes et verts dont les puissances souscrites sortent des
standards habituels (« cas atypiques ») ; o aux volumes non taxables ; o aux contrats CARD*.
Les modalités de traitement des volumes destinés à des clients acheteurs-revendeurs et la confirmation de leur prise en compte dans le fichier E1-01 ;
Les coordonnées d’un interlocuteur ERDF pour toute question relative aux données du fichier E1-01.
Les informations relatives à cette thématique ont été présentées au Syndicat à l’occasion d’une
présentation le 24 novembre 2015.
La relève des index a été explicitée à l’aide du logigramme ci-dessous :
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 159
Toujours sur cette même thématique, les informations complémentaires suivantes ont été
apportées :
Le quittancement est élaboré sur une période d’une durée de 0 à 120 jours ouvrés. Cela correspond à des cadences informatiques ;
QE application IBM = logiciel de traitement de données 30 ans ;
SHREC = logiciel qui rend l’application QE plus conviviale ;
Micro TSPQUE : ordinateur de relevé qui charge les tournées ;
Micro PDA ou TSPQE : relevé des données sur ces outils et réinjection dans le système en fin de journée ;
Les anomalies (erreur/incohérence) sont signifiées par le releveur et gérées grâce à l’application DISTRERE ;
Application PICOREL qui permet de payer le prestataire ;
CEP permet d’évaluer le prestataire ;
2 fois par mois, accompagnement d’un releveur par une personne d’ERDF. Coaching pour un interne, évaluation pour un prestataire.
Les données du fichier E1-01 présentent la consommation que l’on a facturée au fournisseur (liste exhaustive). Ils ne correspondent :
ni aux volumes acheminés (car existence de perte « non technique ») ;
ni aux volumes distribués par les fournisseurs, données qu’ERDF ne maîtrise pas.
Certains PDL (Points de Livraison) sont exonérés de taxe et ne sont donc pas déclarés.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 160
Les index sont saisis dans une application dont une extraction est faite au niveau national. Celle-ci sert de base de facturation aux fournisseurs. Le fichier E1-01, transmis par ERDF dans le cadre des données de contrôle, prend en compte les volumes acheminés pour le compte des clients acheteurs-revendeurs pour les livraisons que ceux-ci effectuent à leurs propres clients. La réglementation taxe l’énergie soutirée, mais non l’énergie injectée ; ainsi les volumes achetés aux producteurs par cette typologie de clients n’apparaissent-ils pas dans le fichier de données E1-01. L’application SGE gère l’interface entre les fournisseurs et ERDF. Les nouveaux fournisseurs l’utilisent pour informer ERDF des changements et interventions associées requises. La référence pour tout échange reste le point de livraison. La direction territoriale reste l’interlocuteur privilégié pour toute question relative aux données de volume acheminées.
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 161
AODE : Autorité Organisatrice de la Distribution de l’Énergie.
BT : Basse Tension
CARD : Contrat d’Accès au Réseau de Distribution ; en complément un ou plusieurs contrats
de fourniture séparés doivent être souscrits par le consommateur
Catégorie de clients C1 à C5 :
C1 : consommateurs avec contrat CARD* (HTA*+BT*)
C2 : consommateurs HTA*, niveau de puissance > 250 KW
C3 : consommateurs HTA*, niveau de puissance < ou = 250 KW
C4 : consommateurs BT*, niveau de puissance > 36 KVA
C5 : consommateurs BT*, niveau de puissance < ou =36 KVA
CGV : Conditions Générales de Vente; Il s’agit des dispositions contractuelles des contrats de
fourniture d’électricité.
CMA : Client Mal Alimenté
CRAC : Compte Rendu d’Activité du Concessionnaire
CRE : Commission de régulation de l'énergie. Autorité administrative indépendante chargée
de veiller au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France.
Critère B : Indicateur qualitatif correspondant au temps moyen de coupure (en minutes)
subi par un client alimenté en BT*. Il existe plusieurs axes de calcul de ce critère :
o "TCC" = Toutes coupures confondues
o "HIX" = Hors évènement exceptionnel
o "RI" = Régulation incitative ; durée moyenne de coupure perçue par un client BT*
hors évènement exceptionnel, hors interruptions ayant pour origine le réseau RTE et
hors travaux
DMA : Départ Mal Alimenté
FACE : Fond d'Amortissement des Charges d'Électrification. Permet le financement des
travaux d’amélioration des réseaux électriques basse tension (BT*) réalisés par les
collectivités locales maîtres d’ouvrage en zone d’électrification rurale.
FNCCR : Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies
GDO : Gestion Des Ouvrages
HTA : Haute Tension A (dite moyenne tension, environ 20 000 Volts)
MNE : Médiateur National de l’Énergie. Autorité administrative indépendante, le médiateur
national de l'énergie est chargé de recommander des solutions aux litiges avec les
fournisseurs ou les distributeurs d'énergie et d'informer les consommateurs sur leurs droits
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 162
NOME (loi) : La loi NOME, datant du 7 Décembre 2010, programme la disparition des tarifs
réglementés verts et jaunes, qui sont les tarifs fixés par le Ministère de l'Énergie pour les
entreprises. C’est donc l’ouverture totale à la concurrence pour les professionnels dont le
compteur présente une puissance souscrite supérieure à 36 kVa. La loi NOME donnerait un
cadre directif pour l’évolution des tarifs réglementés des compteurs de moins de 36 kVa : ils
évolueraient en tenant compte « de l’addition des coûts d’acheminement d’électricité, du
prix d’accès à la base régulée, du prix du complément de fourniture évalué sur la base des
prix observés sur les marchés et des coûts de commercialisation ». Dans l’article 21, la loi
NOME indique que les Autorités Organisatrices de la Distribution et le concessionnaire se
réunissent annuellement au sein d'une conférence départementale pour établir un bilan de
la programmation des investissements.
La loi NOME a par ailleurs instauré les TCFE* en remplacement des Taxes Locales de
l’Électricité.
OMT : Ouvrage de Manœuvre Télécommandé.
PCB (Transformateur PCB) : Transformateur composé de Polychlorobiphényles. Isolants
diélectriques utilisés à partir des années 1930 pour leur qualité de stabilité chimique et leur
ininflammabilité dans les transformateurs et condensateurs. A fait l'objet d'un plan
d'élimination depuis 1987 jusqu'en 2010.
PCDMR : Programmation Coordonnée de Développement et de Modernisation des Réseaux.
Il s’agit d’une démarche présentée dans le protocole signé entre la FNCCR* et ERDF en
Septembre 2013, à l’occasion du congrès national de Montpellier. Ce protocole, prévoit, sur
la période tarifaire 2014-2017, quatre dispositions en vue de renforcer les relations entre les
AODE* et ERDF et ainsi améliorer la visibilité dans leurs échanges, notamment concernant les
données patrimoniales.
PCT : Part Couverte par le Tarif. Dans le cadre des opérations de raccordement, le
concessionnaire est en partie rémunéré par le TURPE* et rétribue une partie de cette
rémunération à l’Autorité Concédante, qui correspond à la « part couverte par le tarif ».
PDV : Prolongation des Durées de Vie. Dispositif comptable mis en place par ERDF pour tenir
compte d’une partie de certaines catégories d’ouvrage dont la durée de vie peut être
prolongée.
Poste source : poste de transformation des tensions HTB en tensions HTA*, et de ce fait
jonction entre le réseau de transport d’électricité et celui de distribution.
RAS : Remontée Aéro-Souterraine
TCFE : Taxe sur la Consommation Finale de l’Électricité. Introduite dans le cadre de la loi
NOME*, son assiette repose sur la seule consommation en électricité des usagers. Elle est
perçue par les communes urbaines et par le SDE35 pour le compte des communes rurales.
TPN : Tarif de Première Nécessité. Tarif social de l’électricité instauré 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 ouverte 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
Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 163
complémentaire de santé (ACS), ou dont le revenu fiscal de référence annuel est inférieur à 2
175 € (en métropole) et 2421 € (dans les DOM) de par part fiscale.
TRV : Tarifs Réglementés de Vente encadrés réglementairement et proposés par le
fournisseur historique EDF.
TURPE : Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Électricité. Il s’agit de la contribution payée par
les utilisateurs au titre de prestations d’acheminement sur leurs factures d’électricité. Celui-
ci assure aujourd’hui 90 % des recettes d’ERDF et lui permet de financer ses activités.
VRG : Valorisation des Remises Gratuites. Principe de cotation des ouvrages mis en
exploitation par l’AOD* suivant un protocole signé entre la FNCCR* et ERDF en Juin 2009 et à
l’aide d’un outil de calcul comptable du même nom.