rapport du service du controle service public de … · temps de coupure et niveau...

SYNDICAT DEPARTEMENTAL D'ENERGIE DE LA SEINE-MARITIME 5 Boulevard de la Marne 76000 ROUEN Tél. : 02.32.08.04.04 – Fax : 02.32.08.05.00 Courriel : [email protected]

RAPPORT DU SERVICE DU CONTROLE

SERVICE PUBLIC DE LA DISTRIBUTION D'ENERGIE ELECTRIQUE

EXERCICE 2012

SYNDICAT DEPARTEMENTAL D’ENERGIE DE SEINE MARITIME

Rapport du Service du Contrôle - Exercice 2012

SDE76 X:\Patrick de Wit\ERDF\controle concession\controle exercice 2012\2012_rapport_controle_elec_13 09 2012.docx 08/2013 2 / 35

SOMMAIRE

CHAPITRE I – L’ORGANISATION DU CONTROLE AU SYNDICAT DEPARTEMENTAL D’ENERGIE, SERVICE

ELECTRICITE ........................................................................................................................................................................... 3

I.1. Contrôle continu ................................................................................................................................................................... 3

I.2. Les réunions trimestrielles avec ERDF ............................................................................................................................... 4

I.3. La Commission Consultative des Services Publics Locaux ............................................................................................... 5

I.4. Le contrôle annuel ................................................................................................................................................................ 5

CHAPITRE II – SUIVI ADMINISTRATIF ET CONTRACTUEL ...................................................................................... 6

II.1. Le contexte d’exploitation du service ................................................................................................................................ 6

II.1.a. Mode d’exploitation ......................................................................................................................................................... 6

II.1.b. Missions ............................................................................................................................................................................. 6

II.1.c. Prestations ......................................................................................................................................................................... 6

II.2. Suivi des clauses contractuelles .......................................................................................................................................... 7

II.2.a. Remises de documents contractuels ................................................................................................................................ 7

CHAPITRE III – LE PATRIMOINE ....................................................................................................................................... 8

III.1. Le réseau H.T.A. ................................................................................................................................................................ 8

III.2. Les postes H.T.A. / B.T. ................................................................................................................................................... 11

III.3. Le réseau B.T. . ................................................................................................................................................................. 12

CHAPITRE IV – BILAN COMPTABLE ET FINANCIER ................................................................................................ 18

IV.1. Les immobilisations concédées ........................................................................................................................................ 18

IV.2. Les investissements sur la concession ............................................................................................................................. 21

IV.3. Le compte d’exploitation du concessionnaire ................................................................................................................ 22

IV.4. Les flux financiers relatifs à la concession ..................................................................................................................... 23

IV.5. Le compte « droit du concédant » ................................................................................................................................... 24

IV.5.a. Désaccord sur le montant des mises en service ........................................................................................................... 24

IV.5.b. Désaccord sur la durée d’amortissement .................................................................................................................... 24

IV.5.c. Désaccord sur les apports net d’ERDF ....................................................................................................................... 24

IV.5.d. Désaccord sur la dette du SDE76 en fin de contrat .................................................................................................... 25

IV.6. Contrôle TFCE ................................................................................................................................................................. 27

CHAPITRE V – LA QUALITE DU SERVICE ..................................................................................................................... 29

V.1. Le nombre de clients .......................................................................................................................................................... 29

V.2. La qualité de l’alimentation .............................................................................................................................................. 30

V.2.a. La tenue de la tension ..................................................................................................................................................... 30

V.2.b. La continuité de l’alimentation ..................................................................................................................................... 31

CHAPITRE VI – LES PREOCCUPATIONS DES ELUS ................................................................................................... 34

VI.1. Les raccordements ............................................................................................................................................................ 34

VI.2. La VRG .............................................................................................................................................................................. 34

VI.3. La redevance R2 ................................................................................................................................................................ 34

VI.4. Temps de coupure et niveau d’investissement ERDF .................................................................................................... 34

VI.5. Durée de vie des ouvrages ................................................................................................................................................ 35




CHAPITRE I – L’ORGANISATION DU CONTROLE AU SYNDICAT DEPARTEMENTAL D’ENERGIE, SERVICE ELECTRICITE

I.1. Le contrôle continu

Le contrôle continu s’effectue tout au long de l’année. Il s’agit d’un contrôle quotidien reposant sur l’existence des

circuits de remontées d’informations par lesquels les acteurs de terrains (élus, usagers, services techniques)

interrogent le SDE ou signalent au concédant certains dysfonctionnements.

Chaque demande fait l’objet d’une interrogation écrite du SDE vers les services d’Electricité Réseau Distribution

France, puis de réponses écrites à ces demandes. Cependant, quelques courriers restent dans l’attente d’une réponse

officielle :

Date

courrier

Réception

réponse

ERDF

SDE76 09/04/2012

Interrogation sur la légitimité

d’une TVA imputée aux

contributions des communes.

Attente

d’une

réponse

définitive

au SDE76

Commune de FERRIERES EN

BRAY

12/04/2012

12/11/2012

Dossier D322/092815 – relance

pour qu’ERDF termine son

projet de renforcement.

Attente

d’une

réponse

définitive

au SDE76

Commune de

GAILLEFONTAINE 17/12/2012

Demande d’appui pour répondre

au courrier de la commune

demandant l’éradication des

réseaux aériens dans la vallée de

la Béthune et refusant des

travaux d’effacement de fils nus

sur la commune en reprochant la

mauvaise qualité de dessertes

dans les rues impactées par les

projets.

Néant

Commune de FONTAINE LE

DUN

17/12/2012 Dossier D322/027949 –

demande du SDE pour le

partage de maitrise d’ouvrage

pour un lotissement.

Attente

d’une

réponse

définitive

au SDE76

Le contrôle continu s’étend également à la validation des articles 2.11 et articles 3 diffusés par le concessionnaire.

En 2012, l’autorité concédante a reçu 84 articles (84 articles 2.II et 0 article 3) à valider sur et hors du territoire de

la concession. Un article a fait l’objet de remarques ou d’observations de la part du SDE 76.




I.2. Les réunions trimestrielles avec E.R.D.F.

Les services du Syndicat Départemental d’Energie et d’E.R.D.F. se réunissent théoriquement au moins 4 fois par an

pour évoquer des sujets d’actualité.

Les ordres du jour abordés au cours de ces réunions ont été les suivants :

22 mai 2012 : - FACE-PCT,

- redevances,

- convention TST,

- article 2.II,

- gestion des transformateurs H61,

- divers.

17 juillet 2012 : - procédure de validation électrique des projets SDE76,

- obtention des numéros d’affaires ERDF,

- programme Renforcement 2013,

- FACE-PCT,

- redevances R1-R2,

- article 8,

- les articles 2-II et 3,

- gestion des transformateurs,

- raccordement des 0-36 kVA,

- reprise de maitrise d’ouvrage d’ERDF sur des travaux SDE76,

- divers.

2 réunions dites « trimestrielles » ont été organisées en 2012. Le SDE76 et ERDF se sont réunis au cours de l’année

2012 pour divers sujets.

A ces 2 réunions, on peut ajouter la réunion du 31/12/2012 organisée dans les locaux d’ERDF en présence de

Monsieur Joffroy, Président du SDE76 et Marie-Line Bassette, Directrice régionale d’ERDF. Cette réunion avait

pour objectif de traiter les thèmes sensibles de l’année 2012 afin de trouver des solutions satisfaisantes pour l’année

2013.

Les thèmes suivants ont été abordés :

- respect de l’article 11 du cahier des charges de la concession,

- l’instruction des permis de construire,

- l’instruction des dossiers de raccordements,

- la facturation de prestations avec TVA liée aux actes d’urbanisme,

- les problèmes de reprise de maîtrise d’ouvrage sur des travaux d’extension,

- des problèmes de diffusion d’informations au sein des services d’ERDF quant aux décisions prises entre

ERDF et le SDE76,

- le problème des validations d’études par le service d’exploitations d’ERDF,

- le problème concernant les dates d’accès au réseau pour permettre les raccordements des travaux du

SDE76.

Il est important, également, de noter que le SDE76 et ERDF se sont rencontrés aux cours de réunions de travail sur

des thèmes plus techniques comme lors des réunions du 22 juin 2012 (avec la MOA HTA, dont le thème était le

plan de tension et le raccordement des postes DP) ou du 17 juin 2012 (avec le BERE BT, pour préparer le premier

établissement du programme renforcement par le SDE et déterminer une organisation de travail entre les services

du SDE76 et le BERE-BT).




Les diverses réunions de travail entre le SDE76 et ERDF ont également permis d’aboutir au cours de l’année 2012

à :

- la signature d’une nouvelle convention d’esthétisme et d’effacement des réseaux pour les chantiers 2013

(article 8),

- la signature d’une convention de prestations ERDF en travaux sous tension et en moyen de réalimentation

destinées à réduire l’impact des travaux sur la qualité de fourniture d’électricité. Cette convention marque la

volonté du SDE76 d’accompagner ERDF dans ses efforts en vue d’une réduction des temps de coupure pour

travaux et la volonté affichée d’améliorer constamment la qualité de fourniture de l’énergie électrique sur le

territoire de la concession,

- la signature le 13 décembre 2012 d’une convention tripartite SDE76-ERDF-M20CITY pour l’installation de

répéteurs sur les supports aériens afin de permettre la mise en place de la télé-relève des compteurs d’eau.

I.3. La Commission Consultative des Services Publics Locaux de l’Energie

Régulièrement, les élus et le Syndicat Départemental d’Energie rencontrent cette commission afin d’évoquer les

points suivants :

l’examen du compte rendu d’activité annuel d’ERDF,

la présentation du rapport de contrôle du Syndicat Départemental d’Energie,

l’examen des éventuelles modifications du cahier des charges de la concession,

toute proposition relative à l’amélioration du service public.

La commission consultative des services publics locaux de l’énergie s’est réunie en 2008.

I.4. Le contrôle annuel

Une fois par an, le Syndicat Départemental d’Energie de Seine Maritime effectue une mission de contrôle sur

pièces, le concessionnaire ayant fourni les éléments demandés.

Le présent rapport dresse le bilan de la mission de contrôle de l’année 2012.




CHAPITRE II – SUIVI ADMINISTRATIF ET CONTRACTUEL

II.1. Le contexte d’exploitation du service

II.1.a. Mode d’exploitation

Le service est exploité sous forme de concession avec Electricité Réseau Distribution France en vertu d’un contrat

de délégation ayant pris effet le 25 février 1994 pour une durée de 25 ans.

Le contrat prendra fin le 24 février 2019.

II.1.b. Missions

Le concessionnaire se doit :

d’assurer la gestion déléguée de service public de la distribution de l’énergie électrique du contrat,

d’acheminer l’énergie électrique pour le compte de tous les fournisseurs jusqu’aux clients finaux en toute

impartialité,

de fournir au consommateur un service de qualité pour la fourniture de l’énergie électrique et des services

qui en découlent,

de concevoir, construire, exploiter, entretenir, renouveler et développer les réseaux de distribution en

garantissant la sécurité des biens et des personnes, ainsi que de desserte de l’énergie électrique.

II.1.c. Prestations

Les prestations confiées à ERDF sont les suivantes :

Travaux

Création du réseau de distribution MT et BT, des extensions, des

renforcements, du renouvellement, des organes de manœuvre du réseau,

des branchements et organes de coupures sur branchement.

Maintenance – Entretien Entretien préventif et curatif, maintenance, réparations, mise en

conformité avec les règles techniques en vigueur.

Mise en service Des branchements, compteurs et des extensions pour le compte des

fournisseurs.

Vérification périodique Des appareils de mesure et de contrôle.

Vérification aléatoire Des installations intérieures avant mise en service.

Gestion clientèle pour le compte

des fournisseurs

Relevé des compteurs au minimum une fois par an, facturation, traitement

des doléances, enquête de satisfaction, informations, conseils, devis de

prestation particulière.




II.2. Suivi des clauses contractuelles

II.2.a. Remises de documents contractuels

Documents Dates de remise

Contractuelle Effective

Compte rendu d’activité (CRAC) 30/06/2013 30/06/2013

Plan du réseau concédé Sur demande

Fourni le 20/09/2010 avec la

mise en service du logiciel de

cartographie Caraïbe

(moyenne échelle)

Mise à jour du Caraïbe viewer

effectuée en mars 2012

Décret qualité

(programme renforcements)+bilan selon

décret 2007-1826

30/06/2012

Remise du fichier BOUAEC

(CRIT BT le 13/06/2012)

Bilan reçu le 16/05/2012

Redevances de concession

Art2 annexe 2

Etat de l’année N pour R1 et R2

– fin juin 2012

Virement des redevances -

Avant le 31 juillet 2012

Un acompte versé le

17/08/2012, le solde versé le

10/12/2012 (au lieu du

30/06/2012)

Programme des travaux HTA

(Annexe 4) Fin septembre 2012

Lors de la présentation du

programme de travaux et

processus décisionnel sur le

MOA HTA (diagnostic,

investissement, programme de

travaux) – 22 juin 2012

Le SDE 76 dispose dorénavant d’un outil informatique lui permettant de consulter l’emplacement géographique des

réseaux (état restant relatif, les mises à jour du logiciel cartographie et de son contenu étant annuelles

conformément aux dispositions prévues dans le cahier des charges de la concession et le logiciel ne donne pas

d’information sur les taux « d’occupation » des postes de distribution).

Sauf erreur de sa part, le SDE76 n’a pas reçu, en 2013, le bilan selon le décret 2007-1826.




CHAPITRE III – LE PATRIMOINE

Le patrimoine de la concession est constitué de l’ensemble des réseaux de distribution publique sur le territoire de

la concession à savoir :

- Le réseau HTA, constitué des départs issus des postes. Il alimente les clients HTA et les postes HTA/BT de

distribution publique sous une tension de 15 000 ou 20 000 volts.

- Les postes HTA/BT assurent la liaison entre les réseaux HTA et le réseau BT en baissant la tension de

20 000 volts à 230 volts (courant monophasé) ou 400 volts (courant triphasé).

- Le réseau BT constitue la partie terminale du réseau de distribution publique basse tension et a pour objet

d’acheminer l’énergie électrique à l’intérieur des propriétés desservies.

Quelques chiffres sur le patrimoine de la concession :

- Réseau HTA : 7719 km

- Poste HTA/BT : 9227 unités

- Réseau BT : 7135 km

- Branchements : 223 680 unités (BT)

III.1 Le réseau HTA

Longueur de réseau HTA en service (en Km)

L’année 2012 aura vu une augmentation du réseau HTA sur le territoire de la concession départementale. En effet,

le patrimoine HTA s’est accru de 29 km, soit une hausse de 0,38 % sur l’année. Comme les années précédentes,

l’augmentation du patrimoine s’est effectuée par l’intermédiaire du développement des réseaux en technique

souterraine.

En effet, on peut observer une progression du réseau HTA souterrain de 2,86 % par rapport à 2011, tandis que le

réseau HTA aérien décroit de 1,28 % par rapport à l’année précédente. Le taux d’enfouissement des réseaux HTA a

donc augmenté de 2,50 %.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 évolution

réseau HTA souterrain 2701,4 2746 2904,1 2949 3077 3165 2,86%

réseau HTA torsadé 3,8 3,8 3,8 3 3 3 0,00%

réseau HTA aérien nu 4726,8 4708 4674 4658 4610 4551 -1,28%

réseau HTA total aérien 4730,6 4711,7 4677,8 4661 4613 4554 -1,28%

total réseau HTA 7432 7457,7 7581,9 7611 7690 7719 0,38%

taux d'enfouissement HTA 36,35% 36,82% 38,30% 38,75% 40,00% 41,00% 2,50%




Les deux graphiques, ci-dessus, illustrent parfaitement la tendance déjà mise en avant lors des CRAC précédents :

l’augmentation des réseaux souterrains sur la part du réseau HTA. Sur le premier graphique, « les réseaux HTA »,

on constate l’augmentation permanente du réseau souterrain quand le réseau aérien tend à décliner. Le second

graphique « taux d’enfouissement HTA » montre une progression de l’enfouissement des réseaux HTA en

comparaison avec l’année 2011.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2007 2008 2009 2010 2011 2012

les réseaux HTA

réseau HTA souterrain

réseau HTA total aérien

34,00%

35,00%

36,00%

37,00%

38,00%

39,00%

40,00%

41,00%

42,00%

2007 2008 2009 2010 2011 2012

taux d'enfouissement HTA

taux d'enfouissement HTA




Les graphiques, ci-dessus, illustrent les longueurs en kilomètre de réseau mis en service en fonction du type de

travaux réalisés et de la nature des câbles posés. Pour cette année 2012, le renforcement des réseaux HTA est en

forte augmentation. De ce document et des précédents, nous pouvons conclure que le développement du réseau

HTA est porté cette année par les renforcements de réseau en technique souterraine. L’augmentation du taux

d’enfouissement semble majoritairement liée au renouvellement des câbles aériens par des câbles souterrains dans

le cadre des renforcements. Par conséquent, l’amélioration du taux d’enfouissement réduit les risques liés aux

intempéries et aux événements climatiques susceptibles de toucher le territoire de la concession.

0

10

20

30

40

50

60

70

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

mise en service HTA au Km par type de travaux

extension

renouvellement

renforcement

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

mise en service HTA par nature de réseau en 2012

souterrain

torsadé

nu




Le graphique « ouvrage par tranches d’âge en 2011 et 2012 » illustre parfaitement les remarques effectuées au

cours des CRAC précédents : le réseau sur le territoire de la concession est vieillissant. La tranche d’âge 40 ans et

plus connait une hausse constante de son volume.

III.2. Les postes HTA/BT

Nombre de postes HTA/BT au patrimoine

Le nombre de postes a augmenté de 0,63 % en 2012. En 2011 le taux était de 1,01 %.

0

500

1000

1500

2000

2500

<10 ans >10 et <20 ans

>20 et <30 ans

>30 et <40 ans

>40 ans

ouvrage par tranches d'âge en 2011 et 2012

2011

2012

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 évolution

Nombre de

postes8798 8888 8950 8964 9021 9077 9169 9227 0,63%




La représentation graphique, ci-dessus, illustre la répartition par tranches d’âge des postes de distribution. Les

tranches 10-30 ans se stabilisent voire diminuent légèrement comme la tranche 10-20 ans. Par contre, le nombre de

postes ayant plus de 30 ans est en hausse. Le constat est le même que pour le réseau HTA : le parc de postes en

service vieillit.

En 2012, ERDF a augmenté la durée d’amortissement des transformateurs HTA-BT. Celle-ci est passée de 30 ans à

40 ans.

III.3. Le réseau de distribution Basse Tension

Longueur de réseau BT en Service (en km)

Le réseau basse tension continue de s’étendre, sa longueur était de 7134 km fin 2012. Le taux d’accroissement est

de 0,78 %, correspondant à une longueur de réseau supplémentaire de 55 km. En 2011, le taux de croissance était

de 1,14 %.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

<10 ans >10 et <20ans

>20 et <30 ans

>30ans et >40ans

>40 ans

Répartition par tranches d'âge des postes HTA/BT en 2011 et 2012

2011

2012

2007 2008 2009 2010 2011 2012 évolution

réseau souterrain 2451,163 2535,112 2706 2825 2993 3122 4,31%

réseau torsadé 3992,938 3979,37 3911,2 3857 3787 3724 -1,66%

réseau aérien nu 377,99 360,927 334,8 316 299 288 -3,68%

réseau aérien total 4370,928 4340,3 4246,1 4173 4086 4012 -1,81%

total réseau BT 6822,091 6875,412 6952,1 6999 7079 7134 0,78%

taux d'enfouissement 35,93% 36,87% 38,92% 40,36% 42,28% 43,76% 3,51%




L’élimination des réseaux en fils nus BT se poursuit sur le territoire de la concession SDE76. L’élimination de ces

réseaux s’effectue à un rythme oscillant entre 4 et 7 % par an depuis 2007. Le constat est positif et permet de mettre

en valeur les investissements consentis dans les programmes de renforcement et/ou d’effacement et les programmes

S et S’ menés par le SDE76 dans le cadre des inopinés.

En progression constante, le taux d’enfouissement du réseau de distribution basse tension sur le territoire de la

concession a atteint 43,76 % fin 2012. L’évolution positive de ce taux est liée à plusieurs facteurs importants : un

choix technique sur le territoire de la concession qui donne une prédominance aux développements de réseau en

technique souterraine ; une volonté permanente des élus locaux d’enfouir les réseaux et la mise en place

d’importants programmes d’effacement chaque année ; la volonté de réaliser les renforcements de réseaux

nécessaires en technique souterraine.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Evolution du linéaire basse tension

réseau souterrain

réseau torsadé

réseau aérien nu

32,00%

34,00%

36,00%

38,00%

40,00%

42,00%

44,00%

46,00%

2007 2008 2009 2010 2011 2012

taux d'enfouissement

taux d'enfouissement




Réseau basse tension mis en service sous Maitrise d’ouvrage ERDF en 2012

Le tableau, ci-dessus, permet de constater qu’ERDF a mis en service 28,4 km de réseau basse tension lors de

travaux sous sa maîtrise d’ouvrage en 2012.

L’étude comparative des graphiques « Mise en service basse tension par nature de câble » et « mise en service

basse tension par typologie de travaux » permet de mettre en évidence le choix technique effectué sur le territoire

de la concession, le développement du réseau en technique souterraine.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

réseau BT sout. MES 19,2 21,15 14,429 23,401 24,873 13,7 30 26,8

torsadé 7,6 3,43 3,208 3,376 5,164 3 2 1,6

Aérien nu 0 0 0 0 0,025 0 0 0

total 26,8 24,58 17,637 26,777 30,062 16,7 32 28,4

extension 18,3 21,82 13,925 24,081 27,322 15 28 26

renouvellement 2,43 1,249 2,305 1,6 3 1,5

renforcement 8,5 2,77 0,044 1,447 0,435 0,1 0,8 0,9

0

5

10

15

20

25

30

35

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mise en service basse tension par nature de câble (MO ERDF)

réseau BT sout. MES

torsadé

Aérien nu

0

5

10

15

20

25

30

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mise en service basse tension par typologie de travaux (MO ERDF)

extension

renouvellement

renforcement




Répartition des MES 2012

L’étude des variations du patrimoine BT et des mises en service basse tension des travaux sous maitrise d’ouvrage

ERDF permet de mettre à jour l’activité des syndicats primaires et du SDE76 sur le patrimoine basse tension. Ces

données confirment l’implication des SIERG et du SDE76 dans le développement du réseau souterrain avec 102,2

km de réseaux basse tension souterrains mis en service en 2012. Les données négatives représentent les réseaux mis

hors service par le SDE76 sur cette même année. Le volume des réseaux « abandonnés » est cohérent avec les

volumes financiers engagés dans les effacements et renforcements. De ces chiffres, on peut également dire que les

SIERG et le SDE76 sont fortement impliqués dans l’enfouissement des réseaux, puisque 74 % de leur activité basse

tension a entrainé la disparition de réseaux aériens nus ou torsadés.

Depuis 2010, ERDF fait apparaître deux nouvelles tranches d’âge « 30 – 40 ans » et « + de 40 ans ». Elles

permettent d’avoir plus de précisions sur l’état du réseau. En effet, la part du réseau basse tension âgé de 40 ans et

plus représente 27,54 % du patrimoine basse tension. Même si celle-ci a baissé de 2,4 % par rapport à 2011, l’effort

de renouvellement de ce patrimoine vieillissant doit continuer.

écart 11-12 BT MES ERDF BT MES ER

BT souterrain 129 26,8 102,2

BT torsadé -63 1,6 -64,6

BT nu -11 0 -11

BT total 55 28,4 26,6

20%

30% 21%

2%

27%

Répartition du réseau basse tension par tranches d'âge en 2012

<10 ans

>10 et <20 ans

>20 et <30 ans

>30 et <40 ans

>40 ans




L’évolution des tranches d’âge du réseau basse tension en 2012 montre que le réseau dit « jeune », comprenant les

tranches « moins de 10 ans » et « entre 10 à 20 ans », représente un peu moins de la moitié du patrimoine soit

49,75 %. La tranche « entre 20 et 30 ans » augmente progressivement chaque année : 14,53 % en 2009, 16,42 % en

2010, 19,03 % en 2011 et 20,93 % en 2012.

Le glissement des volumes de réseaux vers les tranches les plus âgées illustre une nouvelle fois le vieillissement du

patrimoine de la concession.

Lors des CRAC précédents, le SDE76 avait réclamé auprès d’ERDF la mise en place d’un plan triennal

d’investissement ayant pour objectif de mettre fin au vieillissement du patrimoine de la concession. La réponse

apportée par ERDF au niveau national a été d’augmenter par un processus unilatéral la durée de vie et

d’amortissement des ouvrages (réseaux et postes de distribution).

Au niveau national, après une baisse quasi continue depuis le début des années 1990 et l’atteinte d’un minimum

d’investissement en 2004, ERDF est entré dans un nouveau cycle d’investissement.

Investissements d’ERDF sur la période 1980-2017 (en M€2013

)

0

500

1000

1500

2000

2500

<10 ans >10 et <20 ans

>20 et <30 ans

>30 et <40 ans

>40 ans

Evolution des tranches d'âge du réseau basse tension entre 2011 et

2012

2011

2012




L’augmentation des besoins d’investissement est expliquée par plusieurs facteurs. Pour faire face à la détérioration

de la durée moyenne de coupure, les perspectives d’investissement en faveur de la qualité présentées par ERDF

sont orientées à la hausse. Ces investissements sont dirigés vers les actions qui concourent à la fois au

renouvellement, à la fiabilisation et à la sécurisation des réseaux. ERDF indique ainsi qu’il prévoit d’affecter

prioritairement ses investissements dans les réseaux HTA au travers d’enfouissements ciblés de réseau aérien et du

renouvellement de réseau souterrain vétuste.

Par ailleurs, le développement de la production décentralisée modifie profondément la structure des réseaux. Les

réseaux électriques ont, en effet, été conçus à l’origine pour acheminer l’électricité produite de façon centralisée

vers les zones de consommation. Ainsi, l’insertion des nouvelles installations de production décentralisée nécessite

des travaux de renforcement afin de permettre un fonctionnement bidirectionnel des réseaux électriques.

Enfin, en complément de ces investissements et afin de mieux répondre aux enjeux liés aux nouveaux modes de

production et de consommation, les gestionnaires des réseaux de distribution sont également engagés dans des

démarches de modernisation des réseaux. Cette modernisation passera par une plus grande automatisation de

l’exploitation du réseau, ce qui concourra notamment à l’amélioration de la qualité d’alimentation. Elle concernera

également les dispositifs de comptage.




CHAPITRE IV – BILAN COMPTABLE ET FINANCIER

Chaque année, avant le 30 juin, le concessionnaire présente le compte d’exploitation correspondant à la liste des

opérations comptables qui concernent les dépenses et recettes générées par l’exploitation du service de distribution

de l’énergie électrique.

IV.1. Les immobilisations concédées

Total des ouvrages en concession (en K€)

La valeur brute des ouvrages concédés par le Syndicat Départemental d’Energie de Seine Maritime a connu une

hausse de 3,94 % en 2012 avec l’augmentation du patrimoine de 55 km de réseau basse tension, 58 postes HTA/BT

et 29 km de réseau HTA.

ERDF a détaillé la valorisation comptable du patrimoine de la concession à travers la nature des ouvrages pour

l’année 2012 :

ouvrages concédés en K€ valeur brute valeur nette

comptable

valeur de

remplacement

canalisations HTA/BT 489 588 298 337 673 812

postes HTA/BT et transformateurs 71 339 30 065 103 131

branchements et comptages 89 738 53 930 117 334

autres biens 9 472 5 743 11 143

total 660 137 388 075 905 420

total des ouvrages en concession 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Valeur brute 534321 549034 572306 592196 610256 635129 660130

valeur nette comptable 342074 344476 354361 361515 365559 376903 388075

amortissement 217945 230682 244697 258226 272062

provisions constituées 44339 42577 43728 44652 45437 45396 42647

valeur de remplacement 719488 729046 803340 809603 828286 866758 905420




Pour la troisième année, ERDF a détaillé la valeur du patrimoine concédé. Selon le type de biens, les valeurs ont

augmenté entre 2 % et 9 % par rapport à l’année précédente.

ERDF a également, ajouté, en données complémentaires, un tableau présentant les variations des actifs concédés au

cours de l’année 2012 :

actifs concédés en K€

Valeur

brute au

01/01/2012*

MES :

apports

nets ERDF

MES:

apports

externes

Retraits de

valeurs

brutes

Valeurs

Brutes au

31/12/2012

canalisations HTA/BT 474 061 7 638 10 269 2 381 489 588

postes HTA/BT et transformateurs 69 140 1 546 1 077 424 71 339

branchements et comptages(1)

83 673 5 112 2 015 1 062 89 738

autres biens 8 295 1 162 27 11 9 472

total 635 169 15 458 13 388 3 878 660 137

*valeur brute corrigée par ERDF correspondant au périmètre de la concession au 31/12/2012 (1)

certains biens sont comptabilisés à un périmètre plus large que celui de la concession

Sur ce tableau, figurent les apports externes qui correspondent à l’activité des SIERG et du SDE76. Le volume

présenté de 13 388 k€ parait faible en comparaison des investissements annuels réalisés sur le territoire de la

concession par les SIERG et le SDE76. A ce titre, l’autorité concédante souhaite obtenir la liste des chantiers

concernés par cette valorisation, de manière à analyser les écarts entre la valeur brute des ouvrages intégrée dans

les comptes de la concession et la valeur réelle de ces mêmes ouvrages pour l’autorité concédante.

L’analyse des données comptables, en particulier la valeur nette comptable, nous permet de constater que le taux

d’amortissement des ouvrages de la concession est en constante augmentation.

0 200000 400000 600000 800000

2011

2012

2011

2012

2011

2012

vale

ur

bru

te

vale

ur

net

te

com

pta

ble

va

leu

r d

e re

mp

lace

men

t Ouvrages concédés

autres biens

branchements et comptages

poste HTA/BT et transf.

canalisation HTA/BT




Evolution des valeurs comptables des réseaux concédés

Par conséquent, l’âge moyen du patrimoine est également en hausse. Taux d’amortissement en hausse et âge moyen

en augmentation signifient que les investissements en extension ou renouvellement d’ouvrages (les

renouvellements incluant les renforcements et les renouvellements pour cause d’entretien ou de désuétude) ne

compensent plus le vieillissement du patrimoine.

La courbe d’évolution du taux d’amortissement des réseaux concédés est linéaire. Malgré les remarques émises par

l’autorité concédante à ce sujet, et la demande explicite dans le rapport d’activité 2009 de mettre en place un

programme d’investissement visant à remédier à cette situation, le taux d’amortissement a encore augmenté.

L’autorité concédante réitère donc sa demande d’un plan d’investissement pour compenser le vieillissement du

patrimoine.

Ce plan pourrait prendre la forme du plan triennal comme prévu dans le cahier des charges de la concession, qui

serait présenté annuellement au SDE76.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Valeur brute 534321 549034 572306 592196 610256 635129 660130

valeur nette comptable 342074 344476 354361 361515 365559 376903 388075

niveau d'amortissement 35,98% 37,26% 38,08% 38,95% 40,10% 40,66% 41,21%

âge moyen 14,39 14,90 15,23 15,58 16,04 16,26 16,48

33,00%

34,00%

35,00%

36,00%

37,00%

38,00%

39,00%

40,00%

41,00%

42,00%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Evolution du taux d'amortissement des ouvrages concédés

niveau d'amortissement




IV.2. Les investissements sur la concession

travaux d’investissement 2007 2008 2009 2010 évolution

09/10

Développement et raccordements 7257 7207 7941 7974 0,42%

Dont raccordement producteurs 2213 1043 1245 1669 34,06%

Dont déplacement d’ouvrages 671 807 1003 675 -32,70%

Renforcement des réseaux 151 1061 469 274 -41,58%

Sécurité et environnement 491 1116 1736 2130 22,70%

Dont article 8 312 305 305 585** 91,80%**

Qualité de desserte 2682 1821 1738 1960 12,77%

Total distribution public 10581 11205 11884 12338 3,82%

Postes sources

407 988 2671 170,34%

Moyens d’exploitation, SI et logistique

641 799 24,65%

Total investissement 10783 11612 13513* 15808 16,98%

* : montant modifié depuis le CRAC 2009

** : valeur du CRAC 2010 : montant erroné, valeur perçue par SDE76 : 305K€

* : valeur du CRAC 2011 : montant erroné, valeur perçue par le SDE76 305 k€

: valeur du CRAC 2012 : montant erroné, valeur perçue par le SDE76 305 k€

De nouveau, l’article 8 est sujet à erreur dans les CRAC remis par ERDF. En effet, la somme versée à l’autorité

concédante pour l’article est de 305 000 € et non 289 000 €.

Depuis 2011, ERDF a modifié ses informations concernant les travaux d’investissement. Cependant, le tableau ci-

dessus, nous indique que les investissements ont augmenté de 35,76 % en 2012 par rapport à 2011. L’effort

d’investissement s’est majoritairement porté sur la performance réseau (avec une hausse de 60% par rapport à

2011).

En enlevant les deux postes « investissements de logistique » et « investissements postes sources » qui ne

concernent pas directement la concession, les investissements sont de + 23,28 % en 2012. En 2011, ils étaient de

+ 23,07 %.

2011 2012 évolution 11/12

7590 10077 32,77%

9827 13579 38,18%

7079 11355 60,40%

1079 2509 132,53%

963 1744 81,10%

4210 6178 46,75%

827 924 11,73%

2748 2224 -19,07%

317 289 -8,83%

1240 619 -50,08%

1191 1317 10,58%

25 24 -4,00%

17442 23680 35,76%

2232 4936 121,15%

3-Investissements de logistique (dont immobilier)

Total

dont investissements postes sources

dont modernisation

dont moyens d'exploitation

2.2-Exigences environnementales et règlementaires

dont environnement (article 8 et intégration des ouvrages)*

dont sécurité et obligations règlementaires

dont modifications d'ouvrages à la demande des tiers

Travaux d'investissement en k€

1-Raccordement des consommateurs et producteurs

2-Investissement pour l'amélioration du patrimoine

2.1-Performance du réseau

dont renforcement

dont climatqiue




IV.3. Le compte d’exploitation du concessionnaire

produits 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

production de biens

12 6 20 50 Inclus services

production de services 78618 77326 84137 84911 90686 91921 100859

recettes d’acheminement 75245 74497 79107 80163 85640 86262 94348

dt éligibles HTA 8117 7290 7145 6710 6873 6865 16398

dt éligibles BT 1891 1993 2387 2945 3707 3811 72312

dt tarif vert 7727 7794 7704 7980 8430 8543 Inclus HTA

dt tarif jaune 5553 5658 5977 6059 6815 7222 8160

dt tarif bleu 53751 50018 55077 58332 61022 65800 Inclus BT

dt autres -1793 1744 818 -1863 -1206 -5980 -2521

tickets et interventions clientèle 3373 2829 2766 2602 2882 3495 4432

dont raccordements

1832 1703 1957 2514 3468

dont prestations

933 898 925 981 964

autres services

2264 2147 2163 2164 2079

autres produits 7957 11304 10599 11090 10069 12009 13872

production stockée et immobilisée

5633 6951 8014 8652 10365

reprises sur amortissement et provisions

3571 3734 1535 2844 2939

autres produits divers

1393 405 519 513 568

total produit 86575 88630 94748 96007 100774 103979 114731

contribution d’équilibre 0 0 0 0 1390 2371 2343




charges 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

consommation en provenance de tiers 48944 51493 50244 54087 56733 54183 58494

accès réseau amont 21473 22053 22393 22813 25032 24203 25816

redevance concession 4217 3752 3721 4562 3377 3289 3675

achat d’énergie pour couvrir les pertes

réseau 9956 11487 11731 11372 11923

autres consommation externes 23254 25688 14174 15225 16594 15319 17081

impôts taxes et versements 1208 1334 3325 3340 3309 3684 3850

contribution FACE 1208 1334 1331 1380 1294 1591 1682

autres taxes et impôts

1994 1960 2015 2093 2168

charges de personnel 12622 12423 13370 13250 20274 18803 20248

dotations d’exploitation 14102 14022 18176 17685 17320 18582 19431

dotation aux amortissements DP 9392 9598 10165 10271 10672 11002 12041

dotation aux provisions DP 2924 2983 3005 2861 2596 2250 2304

autres dotations d’exploitations 1786 1441 5006 4552 4051 5330 5085

autres charges

1428 2389 2812 1878 1636

charges centrales

2901 3069

total des charges 82336 84418 92604 97183 100448 100031 106728

contributions à l’équilibre 5460 5146 6061 6432 0 0 0

total des produits - total des charges 4239 4212 2144 -1176 1716 6319 10346

L’année 2012 connaît une situation comptable finale positive, soit + 10346 K€.

IV.4. Les flux financiers relatifs à la concession

Flux financier de la concession

en € 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Redevance de concession 3 751 576 3 720 907 4 561 832 3 376 755 3 288 819 3 674 835

Redevance R1 pour l’exercice 344 394 354 022 371 170 379 113 390 806 404 835

Redevance R2 pour l’exercice 3 407 182 3 366 885 4 190 662 2 997 642 2 898 013 3 270 000

Participation article 8-1 330 671 304 900 304 900 304 900 305 000 305 000

Taxe municipale 7 779 692 8 152 974 9 315 742 9 772 360 10 615 517* 10 664 005*

Taxe départementale 6 652 266 7 630 161 7 685 928 0 7 661 779* 7 964 428*

RODP 117 151 119218 124 031 124 797 127 380* 131 385

Ensemble des contributions

financières 18 631 356 19 928 160 21 992 433 14 439 812 22 735 279* 23 019 808*

PCT 771 000 736 784* 280 000*

* chiffres SDE




IV.5. Le compte « Droit du concédant »

Le droit du concédant correspond au droit du Syndicat Départemental de recevoir gratuitement les biens en cas de

non-renouvellement de la concession.

IV.5.a. Désaccord sur le montant des mises en service

Base des actifs concédés 2011 2012

Mise en service selon SDE76

(issu du CA et des VRG)

- Travaux HTVA

17 040 326 €

19 964 899 €

Mise en service selon ERDF

- SDE + apports externes

17 144 000 €

13 381 000 €

Apports externes

Non connus du SDE !

Non connus du SDE !

Perte minimum des droits du

concédant

(amortissement du financement du

concédant sur 40 ans)

# 0

# 165 000 € en 2012 et chaque

année au delà

IV.5.b. Désaccord sur la durée d’amortissement

Le SDE76 a délibéré et transmis sa délibération 8 novembre 2012 (délibération 2012-63 refusant le CRAC 2011 et

le prolongement des durées de vie des ouvrages concédés) par laquelle il refuse l’augmentation arbitraire de la

durée de vie des ouvrages. Ainsi, 2,13 millions d’Euros sont perdus pour la seule année 2013, première année

pleine du changement.

Base des actifs concédés 2011 2012

Valeur de renouvellement selon ERDF

45 396 000 €

42 647 000 €

Valeur de renouvellement selon SDE76

45 396 000 €

44 780 000 €

IV.5.c. Désaccord sur les apports nets d’ERDF

Dans les mises en service, ERDF intègre les ressources extérieures du concédant (article 8 et PCT) soit environ 40 %

de la valeur de la mise en service.




Or, les ouvrages financés par ces ressources sont également intégrés dans les mises en service, apports externes

nets du concédant.

Ainsi, les ouvrages construits avec ces ressources sont sous valorisés de 40 % dans la valeur brute totale du réseau,

au bénéfice d’ERDF, dans le calcul du droit du concédant, soit 1 million d’euros par an en Seine-Maritime de sous-

évaluation, amorti sur 40 ans selon SDE76, et 50 ans selon ERDF, soit encore une perte de 25 000 € de la valeur

d’amortissement pour une année, soit depuis 2009, année de mise en service du mécanisme PCT :

2009 2010 2011 2012 Cumul pour 2012

Article 8 et PCT - 25 000 € - 50 000 € - 75 000 € - 100 000 € - 250 000 €

D’où la part non amortie et non réévaluée :

2012

- Selon ERDF 153 123 000 €

- Selon SDE76 152 873 000 €

IV.5.d. Désaccord sur la dette du SDE76 en fin de contrat

Le calcul, ci-après, précise, selon le SDE76, la dette du SDE76 vis-à-vis d’ERDF, si le contrat avait pris fin au 31

décembre 2012. Cette dette traduit le fait que les investissements d’ERDF sur le réseau ne sont pas encore amortis

au 31 décembre 2012.

Ce droit du concédant correspond au droit du SDE76 de recevoir gratuitement les biens en cas de non

renouvellement de la concession.

Cette dette et la prévision de la non extinction de cette dette en fin de contrat traduisent un déséquilibre : en droit

des concessions, il faut arriver à l’équilibre en fin de contrat.

Ce déséquilibre vient du fait que :

- l’Etat impose des investissements non prévus initialement (exemple : mutation plus rapide des postes de

transformation pollués PCB) qui viennent augmenter les parts d’investissements non amortis en permanence,

- les modes de calcul d’ERDF évoluent au fil des ans, sans concertation avec l’autorité concédante, visant

toujours à diminuer les droits du concédant,

- les investissements du concédant ne sont plus reportés à leur juste valeur malgré le protocole VRG,

- ERDF intègre les recettes du FACÉ, article 8 dans ses mises en service.

Selon ERDF Selon SDE76

Pour notre concession (K€) 2008 2009 2010 2011 2012 2012

Dette du SDE76 143 906 146 540 145 645 147 660 153 123 152 873

= Part non amortie et non réévaluée

Droits en espèce du concédant 40 619 49 204 52 595 56 182 59 819 59 983

= amortissement de notre financement

Provsion pour renouvellement 43 728 44 652 45 437 45 396 42 647 44 777

la dernière année nous appartient

Dette du SDE 76 vis-à-vis d'ERDF 59 559 52 684 47 613 46 082 50 657 48113

Historique selon ERDF




Si le compte « droits du concédant » fait apparaitre les droits et obligations respectifs, il y a un désaccord sur la

seule année 2012 de 2 544 000 €

Si la concession devait se terminer aujourd’hui, le SDE76, pour entrer en possession de la totalité de la concession,

devrait verser à ERDF un montant 48 113 000 €.

Si le contrat prend fin en 2019 (1944 + 25 ans), on voit que le mode de calcul du SDE permet d’arriver proche

de l’équilibre financier en fin de contrat mais que le calcul d’ERDF, unilatéral, produit comme effet de ne jamais

arriver à l’équilibre

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2008 2009 2010 2011 2012

Dette du SDE vis à vis d'ERDF

Dette du sde

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10000

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20

08

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10

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20

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20

17

20

18

20

19

Dette du SDE vis à vis d'ERDF

Dette du sde

extinction théorique




IV.6. Contrôle TFCE

Dans le tableau ci-après, figure un calcul théorique de la TFCE, selon les chiffres donnés par ERDF, sur le territoire

de la concession

crac 2011 crac 2012

énergie vendue en kWh

0-36 kVa réglementé 1 693 589 976 1 664 500 922

36-250 kVa réglementé 187 035 827 194 524 010

Energie acheminée en kWh

0-36 kVa total 1 807 053 807 1 814 365 570

36-250 kVa total 211 982 439 219 398 801

le SDE76 en déduit l'énergie vendue en kWh aux tarifs non réglementés (marge d'erreur)

0-36 kVa non réglementé 113 463 831 149 864 648

36-250 kVa non réglementé 24 946 612 24 874 791

rappel des éléments de la TCFE

base 0-36 kVa en €/MWh 0,75 0,75

base 36-250 kVa en €/MWh 0,25 0,25

coef SDE76 0-36 kVa 8 8,12

coef SDE76 36-250 kVa 8 8,12

frais de perception 2% 1%

TCFE théorique en euro

0-36 kVa réglementé 9 958 309 10 035 443

36-250 kVa réglementé 366 590 390 935

TCFE théorique en euro

0-36 kVa non réglementé

et éclairage public 667 167 903 549

36-250 kVa non réglementé

et éclairage public 48 895 49 991

TCFE théorique totale en euro 11 040 962 11 379 917

Percu par le SDE76 en 2011 en 2012

10 615 516,79 10 722 571,24

écarts en défaveur du SDE76 -425 445,18 -657 345,99

-4,01% -6,13%




Le graphique ci-dessous présente l’évolution de la TFCE collectée et de la TCFE estimée sur la période 2007 à

2012 :

On constate que sur la période 2007-2010, les 2 courbes évoluent parallèlement alors que de 2010 à 2012, elles se

séparent de manière significative. Cet écart peut laisser penser que le SDE76 perd des recettes sur cette période.

Face à ce constat, l’exécutif du SDE76 propose aux élus de missionner un organisme agréé pour effectuer un

contrôle des fournisseurs sur le reversement de la TCFE.

7 000 000,00 €

8 000 000,00 €

9 000 000,00 €

10 000 000,00 €

11 000 000,00 €

12 000 000,00 €

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mo

nta

nt

de

la T

CFE

LA TCFE de 2007 à 2012

TCFE collectée

TCFE estimée




CHAPITRE V – LA QUALITE DU SERVICE

V.1. Le nombre de clients

Les clients consommateurs de la concession

2009 2010 2011 2012 2012/2011

nb de clients total 212454 217990 220751 223680 1,3%

dt nb de clients BT 211717 217331 220108 223043 1,3%

dt nb de clients HTA 737 659 643 637 -0,9%

énergie acheminée en GWH 2777 2911 2932 2952 0,7%

dt clients BT 1890 1956 2019 2034 0,7%

dt clients HTA 886 956 913 918 0,5%

recettes d'acheminement en k€ 81920 86658 92300 96580 4,6%

dt clients BT 67329 71577 77104 80680 4,6%

dt clients HTA 14591 15081 15196 15900 4,6%

Le nombre de consommateurs a augmenté de 1,3 % en 2012 sur le territoire de la concession.

L’énergie acheminée vers les clients a augmenté de 0,7 %. La demande est croissante pour les clients BT et les

clients HTA.

La recette d’acheminement a augmenté de 4,6 % malgré une diminution du nombre de clients HTA.

Les clients producteurs de la concession

Installation de production nombre

puissance

délivrée en

KW

producteur d'énergie d'origine photovoltaïque 1499 24865

producteur d'énergie d'origine éolienne 19 149827

producteur d'énergie d'origine hydraulique 1 16

autres producteurs 6 22376

Le nombre de raccordements de producteurs a connu encore une augmentation en 2012, avec une hausse de 16,6 %

des producteurs photovoltaïques. La grande majorité des installations de ces producteurs décentralisés produisent

des puissances inférieures ou égales à 3kVA.

La production éolienne a diminué de 18,6 %. Cette diminution est due à la baisse du nombre de producteurs.

Les productions par biomasse, biogaz ou cogénération ont fait leur apparition sur le territoire de la concession en

2010. Leur production a augmenté de 0,7 % en 2012.




V.2. La qualité de l’alimentation

La qualité de l’alimentation en électricité est évaluée principalement sur 2 critères :

La tenue de la tension : la plage de variation a été fixée à +/- 10% de la tension nominale avec un

pourcentage de clients en dépassement de ce seuil à 3 % sur le département (à noter que le critère

départemental est devenu plus drastique avec un passage de 5 % à 3 %),

La continuité de l’alimentation : son évaluation s’appuie sur 3 critères : le nombre d’interruptions longues,

le nombre d’interruptions brèves et la durée cumulée de ces coupures par client sur une année.

V.2.a. La tenue de la tension

2007 2008 2009 2010 2011 2012

nombre de clients mal alimentés 2 960 3 585 3 493 2 518 2 394 2 000

nombre de clients rattachés 204 504 208 700 218 313* 209 833 217 636* 222 222*

variation du nombre de clients 1,76% 2,01% 4,40% -3,88% 3,72% 2,11%

% de clients mal alimentés 1,45% 1,70% 1,60% 1,20% 1,10% 0,90%

*calcul théorique, donnée non présente dans les CRAC 2009, 2011 et 2012

D’après les critères de qualité de l’alimentation en électricité établis par la loi du 10 février 2000 et le décret du 24

décembre 2007, le concessionnaire fournit un service de bonne qualité sur le territoire de la concession. De plus,

l’autorité concédante a le plaisir de constater que, pour la première fois depuis 2005, le nombre de clients en chute

a régressé. Le travail des syndicats primaires, du SDE76 et d’ERDF sur les programmes de renforcement donne les

résultats escomptés. Le programme renforcement mis en service pendant l’année 2012 a permis la baisse de 16,46 %

du nombre de clients mal alimentés.

V.2.b. La continuité de l’alimentation

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2007 2008 2009 2010 2011 2012

nombre de clients mal alimentés

nombre de clients mal alimentés




Pour l’année 2012, on observe une augmentation du temps de coupure moyen par client et par an. Les clients de la

concession ont connu des coupures d’une durée totale de 128 minutes au lieu des 107 minutes subies en 2011, soit

une hausse de 19,29 %. Il est important de souligner que la situation reste fortement insatisfaisante en comparaison

avec les temps de coupure connus sur la concession avant 2008 (entre 70 et 85 minutes).

RD : réseaux de distribution

RT : réseaux de transport

Les facteurs les plus importants occasionnant des temps de coupure sont les incidents sur le réseau de distribution

et les coupures pour travaux sur ce même réseau. Les incidents sur le réseau de distribution ont augmenté de 53 %

Par contre, les coupures pour travaux sur le réseau de distribution ont baissé de 12 %. On observe aussi une baisse

de 43 % des coupures pour incidents sur le réseau de transport.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Temps de coupure moyen/client/an

Temps de coupure moyen/client/an

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Temps de coupure moyen

dont coupure pour travaux RD

dont coupure pour incident RD

dont coupure pour incident RT




Enfin, l’autorité concédante avait demandé l’année dernière, qu’à partir du CRAC 2011, soit indiqué le temps de

coupure occasionné par les travaux sous maitrise d’ouvrage des SIERG et du SDE76. Aucune information sur ce

sujet ne figurait dans le CRAC 2011. Il en est de même dans le CRAC 2012.

Le nombre de coupures reste élevé. Toutefois, ERDF a réussi à réduire légèrement le temps de coupure moyen.

Nombre de clients affectés

Nombre de clients BT 2008 2009 2010 2011 2012

affectés par plus de 6 coupures longues (> ou ≥ à 3minutes) toutes

causes confondues 4.328 2.964 5.235 4.243 3.471

dont nombre de clients BT affectés par plus de 6 coupures longues

suite à un incident situé en amont du réseau BT 4.103 1.716 1.692 666 2.269

affectés par plus de 30 coupures brèves (1s à 3 min.) toutes causes

confondues 2.960 0 0 0 746

coupés pendant plus de 3 heures, en durée cumulée sur l’année toutes

causes confondues 51.123 67.810 60.911 42.902 51.506

dont nombres de clients BT coupés plus de 3 heures en durée cumulée

sur l’année suite à incident situé en amont du réseau BT 33.225 24.756 24.323 15.888 25.707

coupés pendant plus de 6 heures consécutives toute causes confondues 18.325 17.537 15.692 8.159 9.111

Le tableau ci-dessus présente le nombre de clients affectés par les coupures en fonction de la durée de ces dernières.

On constate une diminution du nombre de clients ayant eu à en subir. Le nombre de clients affectés par plus de 6

coupures longues a baissé (-18,19 %). Malgré cette réduction, le niveau de 2009 est loin d’être atteint.

Les services du SDE76 et d’ERDF collaborent efficacement et dans la transparence toute l’année pour prendre en

compte, au fil de l’eau, ces demandes inopinées.

241 294 299 195 168

304

1006 1161

773 716

2008 2009 2010 2011 2012

nombre de coupures

nombre de coupures sur réseau BT nombre de coupures sur réseau HTA




Ces travaux menés en concertation avec les services d’ERDF permettent d’améliorer la situation de nombreux

clients et entreprises, et le seuil du décret qualité est respecté.

Cependant, si les crédits du FACé et du SDE76 sont insuffisants pour entreprendre tous les travaux nécessaires,

seul un meilleur ciblage des zones en contrainte de tension, réalisé en concertation avec les services d’ERDF, a

permis de maintenir le nombre de CMA en dessous du seuil qualité. Ainsi, en finançant à 100 % tous les projets de

renforcement, y compris ceux qui bénéficient de l’aide du FACé, le SDE76 contribue pleinement à sa mission de

service public : en ne sollicitant pas l’adhérent, il permet au projet de se réaliser sans délai.

Enfin, en instaurant une politique de choix des projets sur des critères techniques, il optimise ses investissements en

réalisant d’abord les projets les moins coûteux, permettant de lever la contrainte pour le plus grand nombre

d’abonnés. C’est ainsi que depuis 3 ans, le taux d’usagers mal alimentés reste autour de 1 % en investissant

« seulement » 9 à 12M d’€, lorsque chaque année le total des travaux recensés dépasse 25M d’€. Si un abonné se

révèle en contrainte avérée, l’analyse et le choix des travaux programmés pouvant être inexacts à la marge, les

travaux seront entrepris sans délai en inopinés.




CHAPITRE VI – LES PREOCCUPATIONS DES ELUS

VI.1. Les raccordements

Lors du CRAC 2011, le SDE76 s’était réjoui de la mise en place d’une agence locale ARE à Déville-les-Rouen.

Cependant, la montée en compétence de la nouvelle agence et de son personnel a engendré de nombreuses

difficultés au cours de l’année 2012, notamment en termes de délai de réponses et de qualité de ces dernières.

Toutefois, ces problèmes se sont résorbés en 2013 avec la mise en place d’une coopération accrue entre les

Services de l’ARE et le Service Inopinés du SDE76.

VI.2. La VRG

Le SDE76 s’interroge sur l’intérêt réel de la VRG. En effet, le coût réel des travaux affiché par le SDE76 n’est pas

pris en compte, les coûts moyens d’ERDF servent à la valorisation des travaux dans le patrimoine de la concession.

Ce protocole donne, également, lieu à un transfert de charge de travail d’ERDF vers le SDE76 pour l’analyse des

plans. Enfin, il n’y a aucune corrélation entre la VRG déclarée par le SDE76, issue de sa comptabilité, la VRG

instruite par ERDF et la valeur des apports nets transcrite dans le CRAC 2012.

VI.3. La redevance R2

Les travaux menés par le SDE76 et contrôlés par ERDF pour l’évaluation de la redevance R2 ont donné lieu pour la

première fois à de nombreux échanges en 2012. Si la redevance n’a pas pu être versée au 30 juin (comme prévu à

l’article 2 de l’annexe 1 du cahier des charges de la concession), elle a cependant bien été calculée selon les

principes issus du cahier des charges de la concession, par le seul contrôle des attestations de TVA. La discussion

sur le volume de terrassement a été reportée à 2013.

VI.4. Temps de coupure et niveau d’investissement ERDF

Après une baisse quasi continue depuis le début des années 1990 et l’atteinte d’un minimum d’investissement en

2004, ERDF est entré dans un nouveau cycle d’investissement.

Investissements d’ERDF au niveau national sur la période 1980-2017 (en M€2013

) (source CRE)




L’augmentation des besoins d’investissement est expliquée par plusieurs facteurs. Pour faire face à la détérioration

de la durée moyenne de coupure, les perspectives d’investissement en faveur de la qualité présentées par ERDF

sont orientées pour le moment à la hausse. Ces investissements sont dirigés vers les actions qui concourent à la fois

au renouvellement, à la fiabilisation et à la sécurisation des réseaux. ERDF indique ainsi qu’il prévoit d’affecter

prioritairement ses investissements dans les réseaux HTA au travers d’enfouissements ciblés de réseau aérien et du

renouvellement de réseau souterrain vétuste.

Par ailleurs, le développement de la production décentralisée modifie profondément la structure des réseaux. Les

réseaux électriques ont, en effet, été conçus à l’origine pour acheminer l’électricité produite de façon centralisée

vers les zones de consommation. Ainsi, l’insertion des nouvelles installations de production décentralisée nécessite

des travaux de renforcement afin de permettre un fonctionnement bidirectionnel des réseaux électriques.

Enfin, en complément de ces investissements et afin de mieux répondre aux enjeux liés aux nouveaux modes de

production et de consommation, les gestionnaires des réseaux de distribution sont également engagés dans des

démarches de modernisation des réseaux. Cette modernisation passera par une plus grande automatisation de

l’exploitation du réseau, ce qui concourra notamment à l’amélioration de la qualité d’alimentation. Elle concernera

également les dispositifs de comptage.

VI.5. Durée de vie des ouvrages

Conformément à la délibération 2012-63 du 8 novembre 2012 du SDE76 transmise à ERDF, le SDE76 conteste le

changement unilatéral de pratiques comptables par ERDF ainsi que le prolongement des durées d’amortissement

des ouvrages concédés qui a été opéré par ERDF sans concertation préalable tant au niveau national que local.

Le SDE76 ne peut que constater le manque d’informations de la part du concessionnaire vis-à-vis des autorités

organisatrices et le déséquilibre économique du contrat de concession au détriment de l’autorité organisatrice.

De fait, le SDE76 demande à ERDF plus de transparence sur ses pratiques comptables et la présentation des

comptes par le concessionnaire, en particulier, au sein du CRAC qui se doit d’être un outil d’informations à

destination de l’autorité organisatrice et pas uniquement un simple document de communication du concessionnaire.

Enfin, le SDE souhaite qu’ERDF lui transmette les études statistiques et techniques qui ont conduit ERDF à

effectuer une nouvelle estimation de la durée de vie de certains ouvrages et les documents attestant la validation par

la Commission de Régulation de l’Energie et par les Commissaires aux comptes d’ERDF.

----- 0 -----

Pour conclure sur cette année 2012, nous pouvons exprimer notre satisfaction de voir les services d’ERDF et du

SDE76 collaborer au quotidien pour l’amélioration du service public de l’énergie électrique. Nos deux entités

partagent ainsi connaissances techniques et du territoire pour fournir une énergie de qualité à nos concitoyens et

pour répondre aux attentes des communes.