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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


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


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.



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 :


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.


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.


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.


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


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


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


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%


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


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


Coffret de raccordements sur la commune de Saint-Malo-sur-Mel

Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35


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


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


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.


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.



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


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).


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.


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...)


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)


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.


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.


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.


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.


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).


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)


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%


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.



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.


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.


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.


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 :


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.


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.


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%


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.


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%


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%


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


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.


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


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



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.


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


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



103 communes ont un critère B* en dessous de la moyenne (50,4 minutes) en 2014.


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.


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).


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.


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.


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.


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


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


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



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


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


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


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


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.


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.


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.


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


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


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


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.


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.


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.


L’ensemble des 6 indicateurs a connu une nette baisse entre 2013 et 2014.


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%.


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


Clients coupés + 13h


-

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


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


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


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


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


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%


Postes de transformation 2011 2012 2013 2014 Evolution


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%



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


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%


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


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


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


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


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


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


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 %.



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



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



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%


La comparaison entre les cartes 2014 et 2011 permet d’apprécier la régression du taux de fil nu

dans de nombreuses communes.


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.


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.



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


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%



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



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%


La proportion de cabines hautes est particulièrement forte sur une frange nord et sud du

département.



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


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


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


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


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


Longueur moyenne de réseau BT par usager en mètres

346

413

268

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


Longueur moyenne des départs BT en mètres


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


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


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.


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


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%


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


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


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.


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.


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.


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



Poste de transformation sur la commune de CHAUVIGNE


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


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.

http://www.sde35/


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


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.


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.


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.


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.


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




2013 42 11,9% 717 124 841

2014 39 11,0% 712 277 989

Source : B1-06-SDE35-2014


La majorité des coupures est initiée par les travaux HTA*.


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

http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/joe_20130412_0014(1).pdf


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.


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


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


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


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


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


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


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


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)


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


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


CONCESSION dans l'année (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution


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


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


CONCESSION dans l'année (€)

Total

département 35

Communes

dépt35 rurales

(Trav. Face)

Communes

dépt35 urbaines

(Trav. Face)


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


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


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%


VALEUR d'ACTIF NETTE (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution


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%



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)


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


VALEUR d'ACTIF NETTE (k€) Total département 35Communes dépt35

rurales (Trav. Face)

Communes dépt35

urbaines (Trav. Face)


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



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)


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


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%



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


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)


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)


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



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…


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


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


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.


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


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.


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


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 ;


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.


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) ;


pour renouvellement sur le réseau HTA souterrain s’élève à 3,3 M€ d’ici à la fin de


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


(20% de 14,7 M€ correspondant à l’écart entre VR et VB et les provisions pour

renouvellement constituées sur les millésimes 1946-1974) ;


pour renouvellement sur le réseau BT aérien nu s’élève à 0,5 M€ d’ici à la fin de


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.


pour renouvellement sur le réseau BT souterrain s’élève à 4,6 M€ d’ici à la fin de


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


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.


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


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 ;


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 :


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€


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


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


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.


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.


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


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 » ;


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.


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.


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.



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) ?


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.


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%) ;


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.


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 :


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.

http://www.energie-mediateur.fr/recommandations/trouver_une_recommandation.html

http://www.energie-mediateur.fr/recommandations/trouver_une_recommandation.html


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.


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.


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 :


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.


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.


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


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


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.