Ce rapport de contrôle a été présenté au Bureau syndical le 9

Transcription

Ce rapport de contrôle a été présenté au Bureau syndical le 9 décembre 2014, en présence des
représentants locaux des concessionnaires EDF et ERDF
1.
Préambule .............................................................................................................. 5
1.1
Origines et enjeux du contrôle ................................................................................................ 5
1.2
Le rapport de contrôle de l’exercice 2013 .............................................................................. 6
1.3
Organisation de la distribution électrique .............................................................................. 7
2.
Les usagers ........................................................................................................... 10
2.1 Consommation : structuration par typologie de tarif .............................................................. 10
2.2 Les productions .......................................................................................................................... 14
3.
2.3
Les réclamations des usagers ................................................................................................ 17
2.4
La satisfaction des clients ...................................................................................................... 28
2.5
Autres indicateurs de qualité de service ............................................................................... 31
2.6
Indicateurs portant sur les contrats de fournitures .............................................................. 32
2.7
Les indicateurs de la solidarité .............................................................................................. 36
La qualité de l’énergie .......................................................................................... 41
3.1 Évolution du «Critère B*» .......................................................................................................... 41
3.2 Analyse des coupures du réseau ................................................................................................. 50
3.3 Tenue de tension ........................................................................................................................ 56
3.4 La continuité de fourniture ........................................................................................................ 60
4.
Le patrimoine physique ........................................................................................ 65
4.1 Données générales ...................................................................................................................... 65
4.2 Taux d’enfouissement des réseaux ............................................................................................. 68
4.3 Proportion et répartition des fils nus .......................................................................................... 70
4.4. Proportion et répartition des cabines hautes ............................................................................ 75
4.5 Les départs BT et HTA.................................................................................................................. 80
4.6 Evolution des âges du patrimoine .............................................................................................. 83
5.
Les travaux ........................................................................................................... 91
5.1 Travaux réalisé sous maîtrise d’ouvrager d’ERDF ....................................................................... 91
5.2 Travaux d’Elagage ........................................................................................................................ 95
5.3 Le traitement des transformateurs contenant du PCB* ............................................................. 98
5.4 Les articles 2 et 3 soumis au SDE35............................................................................................. 99
5.5 Contrôle opérationnel ............................................................................................................... 104
6. Le patrimoine comptable et les données financières ..................................................113
6.1 Ouvrages mis en concession en 2013 ....................................................................................... 114
Rapport de contrôle SDE35 2013
2
6.2 Financement des ouvrages ........................................................................................................ 116
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 .................................................................................. 128
7. Analyse des données du concessionnaire ..................................................................133
7.1 Documents et informations demandés au concessionnaire .................................................... 133
7.2 Echelle des données .................................................................................................................. 134
7.3 Complétude et cohérence des données.................................................................................... 135
7.4 Respect des protocoles et avenant « indicateurs » .................................................................. 138
8. Annexes .....................................................................................................................141
9. Lexique ......................................................................................................................144
3
4
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 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.
5
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 2013 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 usagers 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 » :
la facturation d’opérations réalisées par le concessionnaire, la prise en compte des
travaux du SDE35 dans les pièces comptables d’ERDF, les travaux d’élagage, la gestion de
conventions de servitudes….
Les données à l’échelle départementale sont présentées sur les années 2009 à 2013. Avant 2009, les
informations concernant les 18 nouvelles concessions n’ont pas été transmises par le
concessionnaire.
Pour la deuxième 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.
6
304 communes sont classées en régime rural au sens des possibilités d’intervention financière du
FACE* (Fond d’Amortissement des Charges d’Electrification), 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.
7
Nature des travaux
Répartition de la maîtrise d'ouvrage
Communes rurales
Communes urbaines
Renforcement des réseaux électriques BT
SDE35
ERDF
Effacement des réseaux électriques BT
SDE35
SDE35*
SDE35
ERDF
SDE35
ERDF
Renforcement, extension, sécurisation HTA
ERDF
ERDF
Déplacements, mises en conformité, renouvellement des
réseaux électriques HTA et BT
ERDF
ERDF
Extensions individuelles BT
Extensions individuelles publiques et privées
Extensions collectives
(lotissements, zones d'activités, zones d'aménagement
concertées, collectifs, nouvelles viabilisations…)
* ERDF pour les effacements réalisés sur la Ville de Rennes , financés au titre de l'article 8
8
 566 991 points de livraison (+1,2 %)
 10,4 % des contrats au marché libre
 6052 producteurs dont 99,2 % d’énergie
photovoltaïque
 172 MVA produits dont 47 % d’énergie éolienne
 Des indicateurs de fourniture qui soulignent
l’augmentation de la précarité énergétique
 La transmission des puissances produites
 Les listes des réclamations fourniture et distribution
par commune
9
La population de l’Ille-et-Vilaine, composée en 2011 d’ 1 024 246 habitants, connait une progression
croissante depuis de nombreuses années.
Ce développement s’accompagne d’une augmentation régulière du nombre d’usagers du réseau de
distribution (+ 1,2 % entre 2012 et 2013). Le nombre de clients HTA* a néanmoins baissé (-1,1%),
dans la continuité d’une tendance observée depuis 2009.
En 2013, l’ensemble des points de livraison de la concession de distribution électrique représente
566 991 contrats, soit une hausse moyenne annuelle de 1,3% depuis 2010.
LES USAGERS Consommateurs
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
Total département 35
Nombre de contrats total
538 148
550 517
560 128
566 991
1,2%
Dont Clients BT
536 759
549 232
558 834
565 711
1,2%
Dont Clients HTA
1 389
1 285
1 294
1 280
-1,1%
3,7%
Consommations (MWh)
Dont Clients BT
Dont Clients HTA
Recettes acheminement (k€)
6 210 271
6 069 293
6 136 941
6 360 982
4 035 947
3 946 801
3 991 831
4 212 894
5,5%
2 174 324
2 122 492
2 145 110
2 148 088
0,1%
190 721
195 133
204 464
213 535
4,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 10A
+1.2%
10
La consommation, après une baisse notable de -2,3 % entre 2010 et 2011, expliquée notamment par
la douceur des températures en 2011, est en augmentation depuis, avec une hausse plus marquée
entre 2012 et 2013 : 3,7% pour une augmentation de 1,2% du nombre de contrats. L’évolution
globale depuis 2010 atteint +2,5 %.
Les usagers du réseau HTA* (0,3% de l’ensemble des points de livraison) représentent plus du tiers
de la consommation globale.
L’augmentation des recettes est supérieure à celle du nombre de contrats et suit de manière
cohérente l’évolution des tarifs de l’électricité plutôt continue depuis 2009 : 3 % d’augmentation en
2010, et 1,7 % en 2011 et 2 % en 2012 et 5 % en 2013.
11
Les contrats souscrits auprès du fournisseur historique représentent en 2013, 89,6 % de l’ensemble
des contrats, contre 90,3 % en 2012 ; l’augmentation globale de la part de clientèle choisissant la
tarification libre atteint 8,1% entre 2012 et 2013 (contre 15,5 % entre 2011 et 2012).
Le tableau ci-dessous présente la répartition géographique des indicateurs de consommation suivant
les zones urbaines et rurales :
LES USAGERS Consommateurs
Multipérimètre 2013
Nombre total de contrats
Dont Clients BT
Dont Clients HTA
Dont au marché réglementé
Dont tarif bleu
Dont tarif jaune
Dont tarif vert
Dont au marché libre
Consommation (MWh)
Dont Clients BT
Dont Clients HTA
Recettes acheminement (k€)
Puissance soucrite (KW)
Communes dépt35
rurales (Trav. Face)
Communes dépt35
urbaines (Trav. Face)
566 991
204 091
362 900
565 711
203 695
362 016
1 280
396
884
508 081
191 505
316 576
501 386
189 524
311 862
5 421
1 612
3 809
1 274
369
905
58 910
12 586
46 324
6 360 982
4 212 894
2 399 665
1 828 838
2 148 088
570 828
3 961 317
2 384 056
1 577 260
213 535
83 500
130 035
5 439 364
2 068 116
3 371 248
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 10A
12
Les communes rurales représentent 36 % des contrats du département, 38% des consommations,
38% de la puissance souscrite et 39 % des recettes d’acheminement.
Les communes urbaines rassemblent, en proportion, plus des 3 quarts des contrats au marché libre
pour seulement 64 % des points livraisons.
Coffret de raccordements sur la commune de Saint-Malo-sur-Mel
Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35
13
La part du nombre de producteurs de photovoltaïque reste prépondérante en 2013 (99,2 %) alors
que la puissance installée ne représente que 28,6 % du parc départemental ; l’énergie éolienne reste
la principale source d’énergie renouvelable avec près de 42,9% du parc installé.
Les autres types de production sont très minoritaires en nombre mais représentent près de 30% de
la puissance installée.
Les productions intitulées « autres » sont couvertes par diverses sources : biogaz (0,46 % de la
puissance installée), biomasse (5,19 %), cogénération (9,56 %), déchets et assimilés (5,9 %),
dispatchables (7,38 %).
LES USAGERS Producteurs
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
Nombre de producteurs total
4 673
Producteurs énergie photovoltaïque
Autres productions
Puissance installée (MVA)
Producteurs énergie éolienne
Producteurs énergie photovoltaïque
Autres productions
5 497
29
4 631
13
Producteurs énergie éolienne
160
72
39
48
34
5 447
16
171 629
80 378
47 848
43 403
6 052
32
6 001
19
187 483
80 356
53 577
53 550
10,1%
-5,9%
10,2%
18,8%
9,2%
0,0%
12,0%
23,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 10C
14
Le développement de la production d’énergie photovoltaïque connait une croissance très forte
depuis 2009, mais 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 pour l’éolien entre 2012 et 2013.
En termes de puissances installées, après des hausses très marquées jusqu’en 2011, l’évolution
globale se stabilise.
15
+7%
Pour la troisième année, le Syndicat a demandé en vain au concessionnaire la transmission des
données de production injectée, plus réalistes et pertinentes que les données installées.
Les producteurs sont plus nombreux dans l’agglomération rennaise et dans le sud du département.
En termes de puissances, 19 communes cumulent des puissances installées de plus de 5000 kVA.
16
Les réclamations des usagers 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 usagers peuvent interpeller le Médiateur National de
l’Energie. Ce rapport présente les données 2012 et 2013 correspondant au traitement des litiges
d’énergie par le Médiateur (Voir paragraphe 2.3.4).

Les thématiques :
Durant l’année 2013, le Syndicat a traité au total 66 réclamations réparties selon les thématiques
présentées dans le graphique ci-dessous :
Comme en 2012, le premier motif de réclamation porte sur la qualité de l’énergie et concerne donc
directement le concessionnaire ERDF : des problématiques de chutes de tension et micro-coupures
pour 23 réclamations (35%), contre 16 relevées en 2012 (24%).
Les quatre autres principales thématiques concernent :
o Les demandes de déplacement d’ouvrage (18 %), 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 dans le cadre de projets de travaux
ou pour raisons esthétiques ;
17
o
o
o
Les délais et qualité des interventions (14 %) : des plaintes relatives à des travaux sous
maîtrise d’ouvrage ERDF ou du Syndicat et portant sur la qualité des interventions
(dégradations jugées consécutives aux travaux, défauts de pose d’équipements, finitions
non achevées). En 2013, aucune réclamation ne concernait une problématique de délais ;
Les dispositions administratives, juridiques, contractuelles et financières (14%) : 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 ;
Les anomalies techniques (11 %) : 4 réclamations concernent des détériorations
prématurées des mâts d’éclairage public, 3 autres des problématiques de conformité du
réseau électrique.
On pourra noter cette année, un nombre croissant de dossiers litigieux ciblant la qualité des
interventions ou les dispositions juridiques des pièces administratives (convention). Les règlements à
l’amiable sont plus difficiles à mettre en place.

Les entités sollicitées :
Parmi ces plaintes ou requêtes, 33 faisaient appel à l’intervention du concessionnaire ERDF, soit 50%
des réclamations (49 en 2012, soit 58%) et 25, soit 38% à celle du Syndicat (12 en 2012, soit 14%).
Ces interventions peuvent être de simples réponses à des demandes de renseignements, comme des
opérations de travaux de réparation ou de renforcement.
2 plaintes seulement furent destinées à EDF, mais concernaient des demandes de remboursement
de matériel défectueux à la suite de problèmes de qualité de fourniture. Bien qu’elles soient
destinées à ERDF, le distributeur a demandé que les dossiers passent par le fournisseur historique.
Cette démarche ralentit nettement le traitement du dossier.
4 réclamations ont ciblé des fournisseurs de matériel d’éclairage public dans le cadre de
dégradations prématurées d’équipements.
L’augmentation nette du nombre de réclamations ciblant le Syndicat s’explique à la fois par un
meilleur relai des requêtes des usagers par les mairies auprès du Syndicat, ainsi que par une
augmentation des remises en cause justifiées ou non de la qualité d’intervention dans le cadre de
travaux sous maîtrise d’ouvrage du Syndicat.
18

Les réclamations ciblant ERDF :
Le nombre de réclamations sollicitant l’intervention d’ERDF a nettement baissé entre 2012 et 2013,
en suivant la tendance de baisse générale du nombre de réclamations depuis l’année 2011.
Les réclamations concernant ERDF ciblent seulement 4 thématiques.
67% des réclamations concernent des coupures électriques ou de baisse de tension, 21 % des
demandes de déplacement d’ouvrages.
Malgré la baisse du nombre total de réclamations en 2013, les plaintes pour qualité de l’énergie
distribuée ont augmenté.
19
Il est néanmoins délicat de juger si cette augmentation est seulement liée à une dégradation de la
qualité et non pas plutôt à une hausse du nombre de dossiers reçus par le Syndicat pour cette
thématique.

Les délais de réponse et de clôture :
Dans l’étude des délais des réclamations, deux types de dates ont été relevés :
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 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…Souvent les délais de réponse et de
clôture sont identiques.
20
Les délais de réponses définitives pour ERDF comme pour EDF ont ainsi été estimés à moins de 5
mois ; ceux du SDE35 à 36 jours.
Concernant les délais de réponse du concessionnaire ERDF, on peut souligner en 2013, à la fois une
diminution de la part de réclamations avec réponses définitives apportées en moins de 30 jours ainsi
qu’une baisse de la part de réclamations avec réponses définitives apportées en plus de 180 jours.
L’amélioration des délais de réponse est notable : 50 % des réclamations trouvent réponse en moins
de 3 mois contre 40 % en 2012, alors même que les plaintes relevant de qualité de distribution
d’électricité sont souvent longues à résoudre.

Les thématiques :
5519 réclamations ont été enregistrées sur le département en 2013, soit à peine 0,8% de plus qu’en
2012. Les réclamations des clients professionnels sont en nette baisse (-32 % de réclamations en
moins), alors que le nombre de réclamations de clients particuliers, qui représente 84 % des plaintes,
est en légère augmentation (+ 5%).
En 2013, les thématiques « qualité de fourniture » et « relevé et facturation » ont fortement
augmenté, pour les clients particuliers, au détriment des prestations techniques.
Toutes les thématiques sont concernées par la baisse globale, chez les clients professionnels.
Les données relevant exclusivement de la fourniture ne peuvent être malheureusement totalement
distinguées puisqu’elles sont confondues dans un même item « Relevés et facturation ».
21
Les répartitions par thématique sont reportées ci-dessous pour les années 2012 et 2013, car les
données source fournies par ERDF pour 2012 comportaient des erreurs décelées par le Syndicat
après parution du CRAC* 2013.
22
En 2012, comme en 2013, la principale thématique de réclamations reste la qualité de fourniture,
suivie de près par les problématiques de relevés et facturation.
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. Toutefois la catégorie « Qualité de
fourniture », communes au concédant et au concessionnaire, présente des valeurs très différentes :
37 % des objets des réclamations traitées par ERDF, et 67 % pour le Syndicat.
Le Syndicat déplore depuis 2011 un niveau d’information dégradé par rapport à l’année 2010 : des
données très synthétiques à la maille départementale ne permettent pas une analyse fine des
thématiques et délais de réponse.

Les réclamations en instance d’appel :
44 réclamations soit moins de 1% de celles-ci ont fait l’objet d’une deuxième réclamation sur le
même sujet : il s’agit des réclamations en « instance d’appel » (niveau 1) qui sont alors prises en
charge par un autre chargé de traitement, au niveau régional. Le courrier de réponse sera également
visé par un signataire différent que lors du premier traitement, et celui-ci mentionnera le niveau de
recours possible en cas d’insatisfaction de la réponse.
Il existe ainsi un niveau 2 d’instance d’appel, pour lequel les réclamations sont prises en charge par
le Service National des Utilisateurs de Réseau (SNUR).

Les délais de réponse :
Concernant les délais de réponse, le nombre de réponses communiquées dans les 30 jours
représente 96.5 % des réclamations (contre 97,6 % pour la région « ERDF ouest »).
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.
23
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 2013, le concessionnaire a mis en place un service clients, disposant d’un numéro téléphonique
local, pour les demandes hors raccordement et hors dépannage, services pour lesquels des accueils
téléphoniques existaient déjà. Parmi ces demandes, certaines ont été traitées comme des
réclamations, mais d’autres ont justement évité des réclamations par une prise en charge rapide et
personnalisée.
Ainsi 5573 demandes ont été enregistrées par ce service en 2013 sur le département. Une question
sur 5 ciblait le fournisseur et le premier item concernait les raccordements (40%). Les usagers ont
été réorientés vers le service raccordement quand la réponse à la demande ne pouvait être
rapidement donnée.
Répartition des demandes traitées au Service Clients 2013 - Ille et Vilaine
5573 demandes en 2013 (téléphone, courrier, courriel)
Fournisseurs
21%
Raccordement
40%
Autres
5%
Interventions
Clientèle
7%
Exploitation des
réseaux
14%
Relève
11%
Dépannage
2%
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. A minima, afin de bien
distinguer les réclamations concernant le distributeur de celles concernant le fournisseur, la
thématique « Relevés et facturations » devrait être éclatée 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 et
présentent le plus souvent des formules « copier-coller », très générales.
24
Pour la première 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 des particuliers tarifs bleus, y compris celles
faisant l’objet de l’instance d’appel. Les données présentées dans le CRAC* restent à l’échelle
nationale et régionale (« Région Ouest »).
Ainsi, le nombre de réclamations traitées dans le département s’élève à 4021 alors qu’en moyenne
sur l’ensemble des départements le nombre moyen s’élève à 2997. Le facteur démographique reste
bien sûr prédominant pour comparer les données départementales entre elles.
La facturation reste la principale cible des 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.
12% des réclamations concernent directement le distributeur : relèves, relations avec le distributeur
et qualité de fourniture et réseau.
Autre information maintenant fournie à la maille concession, le délai de réponse sous 30 jours :
75,5% pour les particuliers « tarif bleu », soit une valeur égale à l’indicateur national.
Le graphique ci-après présente de manière analogique la répartition des thématiques des
réclamations concernées par des instances d’appel.
25
Les thématiques qui suscitent le plus d’insatisfaction vis-à-vis d’une première requête, sont la
facturation et l’accueil.
Le CRAC*, qui présente les données de réclamations à la maille « Région Ouest » et «National »,
évoque également l’augmentation du nombre de plaintes pour les items : recouvrement, relevé et
facturation. EDF analyse cette augmentation par l’accroissement du niveau d’exigence des clients, la
conjoncture économique qui accentue les problématiques de facturation et paiement, et enfin les
opérations de migration des données vers le nouveau système de gestion client qui ont généré
quelques erreurs.
EDF évoque dans le CRAC* 2013 différentes actions visant l’amélioration de la satisfaction des
clients : formation des conseillers, élargissement des canaux de contacts des conseillers, démarches
qualité dans le management des équipes, analyse des causes de réclamations …
Pour améliorer le contrôle de la thématique « réclamations », le Syndicat souhaiterait obtenir une
liste exhaustive des réclamations pour la concession. L’argument du nécessaire anonymat de cette
liste ne doit pas bloquer cette demande, car ce champ n’est pas utile au travail d’analyse.
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’Energie 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’Energie, et ne
prennent pas en compte les réclamations signalées par téléphone.

Répartition par énergie :
28 dossiers de litiges concernaient l’électricité en 2012, soit 60 % du nombre total; Près de deux fois
plus, soit 55 dossiers en 2013. Le nombre de dossiers traitant à la fois d’électricité et de gaz est resté
stable sur ces deux années.
26
Origine données : MNE

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.
La contestation du niveau de consommation facturée diminue en 2013, 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.
27
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 (Voir cidessus le « service clients » au paragraphe 2.3.2).
ERDF sonde la satisfaction des clients par des enquêtes de satisfaction 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 légèrement chuté en 2013 pour les
clients BT* : plus nettement pour les clients particuliers (-2 %) que pour les clients professionnels
pour des puissances souscrites inférieures ou égales à 36 kVA (-0.6 %).
28
Les items les moins bien jugés par les clients BT* comme les clients C2-C4 (BT* et HTA* > 36 kVA)
sont le raccordement et la mise en service.
La qualité de fourniture est l’item le mieux considéré par les clients particuliers et les gros
consommateurs (C2-C4). Pour les professionnels ayant souscrits une puissance inférieure ou égale à
36 kVA, le relevé est l’item le mieux apprécié.
A l’exception du relevé, les particuliers accordent les notations les meilleures ; les notes les plus
basses sont données par les clients C2-C4 malgré une amélioration de leur satisfaction soulignée par
ERDF. Leur niveau d’exigence est plus marqué du fait de la dépendance plus forte de leur à la qualité
de la distribution électrique.
Pour ces analyses, il faut néanmoins souligner que les indicateurs pour les professionnels gros
consommateurs sont considérés à la maille région Ouest.
La clientèle chez EDF est répartie en 4 segments : clients particuliers, clients professionnels
(artisans, commerçants, professions libérales, agriculteurs), collectivités locales et entreprises.
Les enquêtes réalisées sur les 2 premières catégories concernent les clients répartis sur les régions
Bretagne, Basse- Normandie et Pays de Loire («région EDF Ouest»).
Les deux autres catégories sont analysées à l’échelle nationale.
L’indicateur synthétique de satisfaction repose sur deux segments de clientèle : les clients qui se
déclarent très ou assez satisfaits de leur contact avec EDF.
Deux modalités d’enquête sont réalisées :
 Pour les clients particuliers, les entreprises et les 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. 1302 collectivités ont ainsi été interviewées en 2013.
Pour ces quatre catégories, une lente évolution positive est observée depuis 2010.
29
30
Délai de travaux de branchement :
Depuis 2010, ERDF transmet un indicateur relatif au délai moyen annuel de réalisation des travaux
de branchements simples : soit 72 jours en moyenne sur les 3 dernières années sur la concession.
Een 2013 cet indicateur atteignait 73 jours, contre 70 jours en 2012 (+4,3 %).
ERDF annonce * qu’un travail de réduction de ces délais est en cours dans ses agences.
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.
Taux de prestations dans les délais standards et
convenus
Taux de mise en service sur installation existante
Taux de résiliation
2010
2011
2012
2013
(Bretagne)
(Bretagne)
(Ouest)
(Ouest)
97,4%
98,9%
97,2%
99,0%
96,5%
99,0%
95,8%
95,0%
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.
Envoi des devis de raccordement
Consommateurs BT* individuels de puissance <= 36 kVA
2012
2013
Taux de devis envoyés dans les délais (<= 10 jours)
91%
5
88%
8
68%
32
85%
25
Délai moyen d'envoi du devis (en jours ouvrés)
Producteurs BT* individuels de puissance <= 36
kVA
Taux de devis envoyés dans les délais (<= 1 mois calendaire)
Délai moyen d'envoi du devis (en jours calendaires)
L’indicateur concernant les devis de raccordements consommateurs se détériore alors que, et les
devis de raccordements producteurs s’améliorent.
Les entités techniques concernées chez ERDF sont distinctes en Bretagne.
31
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 ; une augmentation de
15% est observée entre 2012 et 2013, après une baisse marquée l’année précédente.
En 2013, ces conseils représentent 15 % 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 1,2 millions sur la concession en 2013. Une
augmentation de 8% est à noter entre 2012 et 2013, après une baisse de 22%. 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.
32
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 2013, 7,7 % des factures ont ainsi été arrêtées sur la base d’un auto-relevé, une
tendance en croissance continue depuis 2011.
En 2013, le compteur communicant Linky n’est pas encore installé sur le département, il n'y a donc
pas de factures arrêtées sur la base d'un télé-relevé.
Les graphiques ci-dessous présentent les taux de prélèvement (i.e. prélèvement automatique) et de
mensualisations des clients particuliers et des clients professionnels.
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 augmente régulièrement et lentement.
EDF présente également le taux de lettres de relance unique transmises en cas de nonpaiement. 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.
33
Cet indicateur a marqué une nette hausse entre 2011 et 2012, à corréler avec l’augmentation du
nombre d’usagers touchés par la précarité énergétique. Ce taux a baissé en 2013 mais reste
néanmoins préoccupant.
EDF propose plusieurs indicateurs liés à la fluctuation des contrats nouveaux et renouvelés :
 les nouveaux contrats sur branchements neufs : une baisse de 17 % en 2013, après une
hausse nette en 2012, +27 % (en vert sur le graphique ci-dessous) ; le fournisseur historique
convainc donc toujours beaucoup les nouveaux clients ;
 les mises en service sur PDL (Point de Livraison) existant : une hausse importante, après une
nette baisse en 2012 ;
 les réabonnements sans interruption de fourniture : contrats reconduits dans le cadre d’une
mobilité du client. Une très légère baisse entre 2012 et 2013 (en rouge sur le graphique),
témoigne une fidélité constante des clients dans les cas de déménagement.
Le graphique ci-après présente les taux de contrats résiliés à la demande du fournisseur :
34


par rapport au nombre total de contrats résiliés : une légère baisse 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 taux de coupures effectives par rapport à celles demandées a beaucoup augmenté : il représente
58 % du nombre de coupures demandées.
La nette baisse du nombre de coupures pour impayées demandées par ERDF à ERDF s’explique par
un changement d’outil : le précédent outil de gestion « QE » annulait systématiquement un
35
déplacement pour impayé lors de l'émission d'une nouvelle facture. Cette situation générait des
demandes multiples pour un même usager.
La mise en place de notre outil de gestion « SIMM » a limité les demandes multiples de déplacement
pour impayé.
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 a fortement augmenté entre 2011 et 2012, du fait des dispositions
d’automatisation des procédures d’attribution (depuis la publication du décret n° 2012-309 du 6
mars 2012).
En France, le nombre de dossiers est ainsi passé de 650 000 en 2011 à 1,2 million en 2012 (soit + 85
% ) puis 1,463 millions en 2013.
L’augmentation en Ille-et-Vilaine entre 2012 et 2013 atteint +71 %, après une hausse de 125 % sur la
période annuelle précédente.
36
L’augmentation des souscriptions au tarif social de l’énergie en 2012 et 2013 est consécutive aux
nouvelles dispositions législatives. Les résiliations ont augmenté quant à elles de façon beaucoup
plus limitée.
Depuis 2013, EDF a fourni les données concernant les TPN*, par commune, y compris les données
d’acheminement et de puissance. Ainsi on pourra retenir que :
 dans 7 communes, aucun usager bénéficiant des TPN* n’est recensé ;
 les usagers bénéficiant des TPN* représentent 3,8 % des contrats au tarif bleu (2 % en
2012) pour 2,3% de la puissance consommée et 2,4% du montant d’électricité consommée
par l’ensemble des tarifs bleus.
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 Service
Minimum 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 permet de laisser 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 dans les 12 derniers mois précédant le 1er
novembre de l’année en cours.
L’évolution de cet indicateur sur les trois dernières années (+87% en 2012 et +36 % en 2013)
manifeste également l’augmentation de la précarité énergétique.
37
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.
Pour la première année, EDF a fourni cet indicateur à l’échelle de la concession, non pas dans le
CRAC*, mais dans les fichiers de données : 4897 usagers ont bénéficié du service d’Accompagnement
Energie.
38
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 2013, 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 fortement augmenté
en 2013 (31 %) : 2931 usagers au tarif bleu ont ainsi été aidé pour le payement de leurs factures
d’électricité.
39


Critère B en nette hausse : 74,1 min dont 7 minutes
affectées aux épisodes de tempête
 Critère B communes rurales : 147,2 min
 Critère B communes urbaines : 33,2 min
 Taux incidents BT* en hausse : 6,49 / 100 km
Fréquences de coupure moyennes : 4,41 très brèves,
1,45 brèves, 0,9 longues
 Tenue de tension réglementaire respectée
 Critère B communes rurales à améliorer notamment
dans certaines zones ciblées
 Temps de coupure pour travaux à limiter
conformément au cahier des charges
40
L’évaluation de la qualité de l’énergie doit permettre de disposer, à la maille communale, d’une
photographie précise du patrimoine, des niveaux de qualité et de continuité de l’alimentation en
énergie électrique afin d’assurer un contrôle précis de la concession et dans la perspective d’établir
les priorités de programmes de travaux.
Le suivi de la qualité de distribution de l’électricité repose sur l’analyse de 2 familles d’indicateurs :
 Les indicateurs de coupure, révélant 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 illustrela 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 : évènement exceptionnel, incidents,
travaux, intervention sur le réseau Haute Tension.
Comme pour les trois 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 a refusé de remettre au SDE les données par commune au motif que « 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 2013, le critère B* toutes causes confondues s’établit à 74 minutes pour le département, ce qui
représente une augmentation significative depuis 2012 : + 18 minutes.
Il est inférieur aux données régionales (171 min) et nationales (82 min).
41
LA QUALITE DE L'ENERGIE
2010
2011
2012
2013
58,1
9,8
62,9
10,6
55,7
12,7
74,1
12,6
Critère B* (min)
Critère B BT (min)
BT travaux (min)
BT incidents (min)
Critère B HTA (min)
HTA travaux (min)
HTA incidents (min)
Amont (min)
Critère B pour travaux BT+HTA (min)
Critère B pour incidents BT+HTA (min)
3,7
6,1
48,0
2,9
7,7
52,0
20,4
27,6
0,2
24,1
33,9
2,9
9,8
39,0
14,4
37,6
0,3
17,3
45,6
3,1
9,5
60,2
13,6
25,4
4,0
16,6
39,2
18,0
42,2
1,4
21,1
53,0
Moyenne
2010-2013
62,7
11,4
3,2
8,3
49,8
16,6
33,2
1,5
19,8
42,9
Le critère B*, Toutes Causes Confondues, marquait une relative stabilité depuis 2009 ; il a
nettement augmenté en 2013.
Le nombre des coupures pour origine « travaux » explique en partie cette hausse, liée aux coupures
requises pour les opérations d’élagage : 9 minutes en 2013.
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 : 0,5
minutes en 2013, contre 4,6 en 2011 et 1,1 en 2012.
Le critère B* pour origine « incidents » est stable pour le réseau BT*, mais est nettement en hausse
pour le réseau HTA*.
Après les épisodes climatiques subis fin décembre 2013, il convient d’analyser cet indicateur « Hors
évènement exceptionnel » (intitulé « Critère B* HIX »). Celui-ci pondère l’indicateur à 67 minutes :
les tempêtes ont ainsi affecté le temps de coupure moyen de 7 minutes.
Comparativement, en 2011, la tempête Joachim ra généré 17 minutes de coupure.
42
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.
Les incidents sur le réseau HTA* tiennent une part prépondérante (plus de 50 % en moyenne sur les
années 2010-2013) dans la durée totale des coupures.
En effet, un incident sur le réseau HTA* impacte en moyenne 1000 clients contre 30 clients pour sur
le réseau BT*.
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.
Critère B
Critère B total (min)
Critère B amont incidents (min)
Critère B HTA incidents (min)
Critère B HTA travaux (min)
Critère B BT incidents (min)
Critère B BT travaux (min)
Critère B pour incidents BT+HTA (min)
Critère B pour travaux BT+HTA (min)
Total département
35
74,1
1,4
42,2
18,0
9,5
3,1
53,0
21,1
Communes dépt35 Communes dépt35
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
147,2
0,1
89,9
40,9
12,8
3,4
102,8
44,3
33,2
2,1
15,4
5,1
7,6
2,9
25,1
8,0
Les 74 minutes de temps moyen de coupure au niveau du département marquent les disparités
entre communes rurales et urbaines.
Les durées totales de coupure sont près 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 : 75 %
de la durée de coupure a pour origine les incidents en commune rurale, et 70 % de la durée en
commune urbaine.
43
127 communes ont un critère B* en dessous ou autour de la moyenne (74 minutes) en 2013.
Les zones pénalisées par des temps de coupures atteignant plus de deux heures (communes en
orange et rouge) sont plus dispersées que les années précédentes.
Ce même indicateur observé sur 3 années, fait apparaitre les zones régulièrement affectées par les
coupures, et attenue l’effet « tempête » concentrées sur le Nord Est et le Sud-Ouest du
département.
Il faut néanmoins rester vigilant sur l’interprétation des données concernant le Sud du département,
fortement impacté en 2011 par la tempête Joachim malgré l’effet de lissage de la donnée moyennée
sur 3 ans.
44
ERDF a également fourni des données moyennes par commune, sur 3 ans : voir carte ci-après. Les
données fournies par le concessionnaire corroborent celles du SDE35.
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.
45
Quatre zones impactées par les incidents HTA* se détachent plus visiblement : autour de la vallée du
Couësnon, autour de la commune de Vitré, à l’extrême Sud-Ouest et au Nord-Est du Pays de
Fougères. Ces zones se retrouvent distinctement sur la carte présentant les données moyennes
2011-2013 (ci-après).
La commune de Paimpont et ses voisines du nord conservent un taux de coupure important lis 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.
46
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 2013 se sont portées sur les zones les plus affectées par les
coupures travaux.
47
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.
48
49
Après trois années de stabilité, le taux d’incidents mesuré sur 100 km de réseaux a augmenté de
façon significative entre 2012 et 2013 : +14%.
Incidents BT/100 kms
2009
2010
2011
2012
2013
5,52
5,36
747
5,46
894
6,49
1 022
7,36
Nombre d'incidents BT
Taux d'incidents / 100 kms
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50D
Comme en 2012, le réseau BT* des communes rurales subit environ un tiers de plus d’incidents
que celui des communes urbaines.
Incidents BT/100 km
Total département
35
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
Nombre d'incidents BT
Taux d'incidents / 100 km
1 022,0
7,4
695,0
7,8
327,0
6,5
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50C
Les cartes ci-dessous illustrent la dispersion importante des valeurs pour les communes rurales
comme pour les communes urbaines. 84 communes rencontrent plus de 10 accidents/100 km et
près du tiers des communes rurales se situent au-dessus de la moyenne de 7,36 incidents / 100
km.
50
51
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.
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 d’une coupure très brève.
Aussi, 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)
2 010
2 011
2 012
2 013
Moyenne
2010-2013
3,14
1,26
0,85
3,95
1,10
0,71
3,87
1,31
0,84
4,41
1,45
0,90
3,8
Fréquence de coupures très brèves (< 1s)
Fréquence de coupures brèves (> 1s et < 3 min)
Fréquence de coupures longues (> 3 min)
1,3
0,8
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50
Toutes les fréquences ont connu une augmentation en 2013, plus marquée pour les fréquences
très brèves dont la tendance à la hausse se confirme depuis 2010.
Les fréquences de coupures brèves et les fréquences de coupures longues évoluent peu sur les 4
dernières années.
52
La différenciation entre communes urbaines et rurales est particulièrement marquée pour la
fréquence de coupures très brèves.
Fréquence de coupures
Total département
35
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
Fréquence de coupures très brèves (< 1s)
Fréquence de coupures brèves (> 1s et < 3 min)
Fréquence de coupures longues (> 3 min)
4,4
1,4
0,9
9,6
2,7
1,4
1,5
0,7
0,6
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50B
En 2013, le quart Sud-Est et le secteur de Brocéliande apparaissent particulièrement pénalisés par
les fréquences de coupures très brèves.
53
Les fréquences de coupures très brèves sont marquées depuis 2010 dans la vallée du Couësnon et
dans le pays de Fougères.
Pour les coupures brèves, deux zones apparaissent plus fragiles, au nord de l’agglomération
rennaise et autour de Maure-de-Bretagne.
54
Le Sud du département, le pays de Fougères et quelques communes du secteur de Brocéliande
et de la côte nord-est sont les zones plus touchées depuis 2010.
32 communes du département ont subi 3 ou plus de 3 coupures longues durant l’année 2013.
55
Sur les trois dernières années, seule la zone de la vallée du Couësnon et celles du nord du pays de
Redon s’avèrent plus touchées par de fréquentes longues coupures.
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, peu
d’opérations ont été effectuées 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 au travers de 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) : soit le 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.
56
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.
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*.
QUALITE ET CONTINUITE de l'ENERGIE
2010
2011
2012
2013
Nombre de clients mal alimentés
% de clients mal alimentés
Nombre de départs mal alimentés
% de départs mal alimentés
3 091
3 754
2 637
0,6%
0,7%
618
707
1,8%
2 353
0,5%
559
1,6%
0,4%
529
1,4%
1,3%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50E
En juin 2013, 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 entre les
valeurs communiquées par ERDF et issues de la base « SIG » et celles restituées par le Syndicat.
Le Syndicat a en effet identifié des cas de plaintes clients que la base SIG ne prenait pas encore en
compte : 48 au total, dont 41 ont été validés par ERDF.
57
86 % des Clients Mal Alimentés se situent dans les communes rurales.
Total département
35
Qualité de la tension
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
Nombre de clients mal alimentés
% de clients mal alimentés
Nombre de départs mal alimentés
% de départs mal alimentés
2 353
0,42%
529
1,32%
2 026
1,00%
466
2,18%
327
0,09%
63
0,34%
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.
27 communes, soient 9 % 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, et le quart Sud-Ouest du département,
notamment autour de Maure-de-Bretagne.
58
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 ; à contrario
le taux de départs HTA* pour lesquels il existe au moins un point de livraison HTA* pour lequel la
chute de tension est supérieur à 5% de sa tension contractuelle, a nettement augmenté.
59
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
transports 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.
Ces données répondent 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 se dégradent entre 2012 et 2013.
En 2013, 4,1 % des usagers ont subi plus 6 heures consécutives de coupures. Les coupures
longues, sont dues plus de la moitié des clients concernés, à des incidents en amont du réseau
BT*.
60
Evolution des indicateurs de continuité de fourniture : coupures Toutes
Causes Confondues
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
61
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%.
Nombre
Clients > 6CL
Taux
Nombre de communes concernées
2008
753
0,1%
6
2009
217
0,0%
3
2010
1 302
0,2%
11
2011
560
0,1%
8
2012
1 393
0,2%
11
2013
4 023
0,7%
25
Nombre
Taux
11 467
2,2%
16
708
0,1%
2
988
0,2%
5
591
0,1%
5
9
0,0%
1
0,0%
-
Nombre
Taux
1 183
0,2%
25
2 446
0,5%
36
2 734
0,5%
51
5 493
1,0%
70
3 259
0,6%
64
5 752
1,0%
95
Nombre
Taux
13 273
2,6%
3 185
0,6%
4 478
0,8%
6 227
1,1%
4 378
0,8%
9 065
1,6%
37
60
72
69
103
Clients > 35 CB
Clients coupés + 13h
Clients au-delà des seuils
40
Source : ERDF
CL = Coupures Longues ; CB = Coupures Brèves
Ces indicateurs présentent une baisse globale depuis l’année 2008, malgré une tendance à la hausse
(Voir droite violette ci-dessous) du nombre de clients subissant plus de 6 coupures longues et plus de
13 heures de coupures depuis 2010.
Evolution des indicateurs du décret
3,0%
2,5%
2,0%
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%
2008
2009
2010
2011
2012
Clients subissant plus de 6 coupures longues
2013
Clients subissant plus de 35 coupures brèves
Clients coupés plus de 13 heures
Clients au-delà des seuils
Linéaire (Clients au-delà des seuils)
62
Le SDE35 souhaite à nouveau souligner 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 et a souligné que les imperfections de ce texte réglementaire n’ont pas été
corrigées malgré leurs remarques formulées en Octobre 2007.
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 quatre facteurs pouvant influencer cette évaluation.
Ces nouvelles dispositions devraient être mises en œuvre en 2015 pour l’évaluation de la qualité de
l’exercice 2014.
63

 11 539 km de réseau HTA*
 13884 km de réseau BT*
 15 665 postes de transformation
Taux d’enfouissement : 31,7 % HTA*, 37,8 % BT*
 Traitement des zones à risque climatique
 Traitement des fils nus BT*
 Renouvellement des cabines hautes
 Renouvellement des ouvrages les plus vieillissants
64
Réseau HTA
2010
Réseau HTA
Longueur totale HTA (kms)
Dont longueur HTA souterrain
Dont longueur HTA aérien nu
Dont longueur HTA aérien FS
Taux d'enfouissement HTA (%)
Âge moyen HTA (année)
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
11 295
3 267
8 028
25,4
28,9%
23,7
11 379
3 387
7 991
25,3
29,8%
24,4
11 464
3 518
7 945
24,8
30,7%
25,0
11 539
3 662
7 878
24,8
31,7%
25,6
0,7%
4,1%
-0,8%
-0,2%
3,4%
2,1%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21B
Réseau BT
Réseau BT
Longueur totale BT (kms)
Dont longueur BT souterrain
Dont longueur BT torsadé
Dont longueur BT aérien nu
Dont longueur BT faible section (km)
Taux d'enfouissement BT (%)
Taux fil nu BT (%)
Taux fil nu faible section BT (%)
Âge moyen BT (année)
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
13 528
4717
5199
3612
980
34,9%
26,7%
7,2%
25,5
13 676
4894
5231
3551
958
35,8%
26,0%
7,0%
25,8
13 781
5071
5276
3434
925
36,8%
24,9%
6,7%
26,1
13 884
5254
5371
3258
866
37,8%
23,5%
6,2%
26,1
0,7%
3,6%
1,8%
-5,1%
-6,5%
2,8%
-5,8%
-7,2%
Les réseaux HTA* comme BT* connaissent globalement une croissance lente, plus marquée
néanmoins pour les câbles souterrains (+4,1 % pour la HTA* et +3,6% pour la BT*). L’enfouissement
des deux typologies de réseaux connait une augmentation de 1% par an.
Le taux de fil nu diminue notablement depuis 2010, atteignant en 2013, une baisse de 7,2 % pour le
réseau de nu de faible section.
Postes de transformation
Nombre de postes de transformation
Postes sur poteau
Postes préfabriqués
Postes maçonnés
Dont postes cabines hautes
Âge moyen (année)
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
15 151
8 123
3 231
3 797
1 306
24,4
15 333
8 105
3 435
3 793
1 285
24,9
15 514
8 072
3 659
3 783
1 261
25,3
15 665
8 020
3 889
3 756
1 226
25,7
1,0%
-0,6%
6,3%
-0,7%
-2,8%
1,6%
Seuls les postes préfabriqués sont en augmentation (+1,6 %), les postes sur poteaux et maçonnés
diminuent lentement. Les cabines hautes continuent leur régression avec 3% de moins qu’en 2012.
65
Les postes représentent la plus forte progression aussi bien en 2012, qu’en 2013. Seule la croissance
du réseau BT* a légèrement ralenti en 2013. Celle du réseau HTA* reste stable.
LE RESEAU HTA
Longueur totale HTA (km)
Réseau souterrain
Réseau aérien nu
Réseau aérien faible section
Taux d'enfouissement
Communes dépt35
Communes dépt35
11 539
8 073
3 466
3 662
7 878
25
31,7%
1 531
6 542
22
19,0%
2 130
1 336
3
61,5%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21B
Support HTA* sur la commune de Saint-Just (Juillet 2013)
66
LE RESEAU BT
Longueur totale BT (km)
Réseau souterrain
Réseau torsadé
Réseau aérien nu
Dont aérien faible section
Communes dépt35
Communes dépt35
13 884
8 885
4 998
5 254
5 371
3 258
866
37,8%
2 368
4 173
2 344
697
2 886
1 198
915
169
26,7%
57,7%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21C
En 2013, 70% du réseau HTA* se situe sur le territoire des communes rurales contre 64 % pour le
réseau BT*.
LES POSTES
Nombre total de postes
Dont postes sur poteau
Dont préfabriqués
Dont maçonnés
Dont cabines hautes
Communes dépt35
Communes dépt35
15 665
10 586
5 079
8 020
3 889
2 530
1 226
6 694
2 399
437
1 056
1 326
1 490
2 093
170
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21D
Plus des deux tiers des postes (67,6 %) se situent sur le territoire des communes rurales.
Les différences des niveaux d’urbanisation liées à la typologie de communes expliquent les
répartitions contrastées observées au niveau 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.
67
2010
2011
2012
2013
Taux d'enfouissement HTA (%)
34,9%
28,9%
35,8%
29,8%
36,8%
30,7%
37,8%
31,7%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21F
Les taux d’enfouissement ont augmenté de 0,9 à1 % entre 2010 et 2013, aussi bien pour le réseau BT*
que pour le réseau HTA*.
La disparité entre les communes urbaines et rurales est particulièrement marquée pour les réseaux
HTA*.
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.
68
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, bénéficient des plus forts
taux d’enfouissement. 36 % des communes ont des taux d’enfouissement inférieurs à 20 %.
69
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 2013, le réseau de fil nu représente 23,5% du réseau BT*, et la part de fil nu de faible section
6,2% de celui-ci.
Réseau BT
Réseau BT
Longueur totale BT (kms)
Dont longueur BT aérien nu
Dont longueur BT faible section
Taux fil nu BT (%)
Taux fil nu faible section BT (%)
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
13 528
3612
980
34,9%
26,7%
7,2%
13 676
3551
958
35,8%
26,0%
7,0%
13 781
3434
925
36,8%
24,9%
6,7%
13 884
3258
866
37,8%
23,5%
6,2%
0,7%
-5,1%
-6,5%
2,8%
-5,8%
-7,2%
Le réseau BT* fil nu se répartit inégalement sur les communes urbaines comme rurales, 18% contre
26 % du montant total de réseau BT*.
LE RESEAU BT FAIBLE SECTION
Longueur totale BT (km)
Réseau aérien nu
Dont aérien faible section
% réseau aérien nu
% réseau faible section
Total département
35
13 884
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
8 885
3 258
866
23,5%
6,2%
4 998
2 344
697
26,4%
7,8%
915
169
18,3%
3,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21H
70
Entre 2010 et 2013, la longueur de fil nu du réseau BT* a baissé de 9,8 %, et en particulier de 11,6 %
pour la part représentée par le fil nu faible section.
La réduction la plus importante est observée en 2013, année durant laquelle le programme de
résorption des fils nus, initié par le Syndicat en 2011, s’est pleinement concrétisé : 5,1 % de
réduction du réseau entre 2012 et 2013 et 7,2 % 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. Dans ce cadre, le rythme de remplacement de ces fils nus
sera supérieur à l’évolution présentée dans ce graphique.
La proportion des réseaux fil nu faible section reste 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.
71
La comparaison entre les cartes 2013 et 2011 permet d’apprécier la régression du taux de fil nu
observée dans de nombreuses communes.
72
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 31 % pour les communes rurales
(96 communes).
73
Trois secteurs comportant une proportion plus importante de fil nu faible section se détachent
nettement : une zone autour de Louvigné-du-Désert, une autour de Paimpont et une située entre
Chateaugiron et La-Guerche-de-Bretagne.
74
Les 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.
75
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 1226 soit 7,8 % des postes en 2013 sur un
total de 15 665 postes de transformation HTA*/BT*.
L’évolution moyenne sur les 4 dernières années est de -6,1 %, soit en moyenne -1,52 % par an, ce
qui, malgré une réduction plus dynamique d’année en année, est largement inférieur au taux moyen
(-11 % / an selon cette tendance 2010-2013) qui serait nécessaire pour le remplacement de toutes
les cabines hautes avant fin 2022, année d’échéance du contrat.
Nombre de postes de transformation
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
15 151
1 306
15 333
1 285
15 514
1 261
15 665
1 226
1,0%
-2,8%
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*.
76
LES POSTES CABINES HAUTES
Nombre total de postes
Dont cabines hautes
% cabines hautes
Total département
35
15 665
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
10 586
1 226
7,8%
1 056
10,0%
5 079
170
3,3%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21I
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 2013 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.
77
La proportion de cabines hautes est particulièrement forte sur une frange nord du département et
dans le sud-est.
78
79
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
LES DEPARTS BT
Nombre départs BT
Nombre de postes HTA/BT alimentant les
départs BT
Nombre d'usagers BT total
Longueur totale des départs en km
Nombre d'usagers BT par km de réseau BT
Longueur moyenne de réseau BT par usager
en m
Nombre moyen d'usager par départ BT
Longueur moyenne des départs BT en m
2010
2011
2012
2013
38 282
38 845
39 451
39 963
Evolution
2013/2012
1,3%
15 151
537 636
13 528
39,7
15 333
549 511
13 676
40,2
15 514
559 574
13 781
40,6
15 665
565 200
13 884
40,7
1,0%
1,0%
0,7%
0,3%
25,2
24,9
24,6
24,6
14,0
353
14,1
352
14,2
349
14,1
347
-0,3%
-0,3%
-0,5%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21F
L’évolution positive du nombre de départs Basse Tension souligne le dynamisme du développement
du réseau dans le département : + 4,4 % entre 2010 et 2013.
80
LES DEPARTS BT
Nombre départs BT
Nombre de postes HTA/BT alimentant les
départs BT
Longueur totale en Km
Nombre d'usagers BT total
Longueur totale des départs en Km
Nombre d'usagers BT par km de réseau BT
Longueur moyenne de réseau BT par usager en
mètres
Nombre moyen d'usager par départ BT
Longueur moyenne des départs BT en mètres
Total département
35
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
39 963
21 407
18 556
15 665
10 586
5 079
13 884
565 200
13 884
40,7
8 885
202 994
8 885
22,8
4 998
362 206
4 998
72,5
24,6
43,8
13,8
14,1
347
9,5
415
19,5
269
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 : 22,8 usagers par km de réseaux ruraux contre 72,5 usagers par
km de réseaux urbains.
Ils sont plus longs dans les communes rurales, facteur plus pénalisant pour la qualité de distribution
de l’énergie.
81
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 54 % de présence dans les communes urbaines.
Les départs HTA* correspondent aux portions de câbles alimentant le réseau moyenne tension
depuis les postes sources*.
Caractéristiques des départs HTA
Nombre de postes source alimentant les départs concernant la concession
2010
39
2011
39
2012
39
2013
39
Nombre de départs HTA alimentant la concession
Longueur moyenne des départs sur la concession
Nombre de départs HTA de longueur supérieur à 70 km
490
23,7
6
495
23,7
6
497
23,4
6
501
23,0
7
Nombre de départs HTA à chute de tension comprise entre 5 % et 7 %
Nombre de départs HTA à chute de tension supérieure à 7 %
14
3
15
1
11
0
13
1
Nombre d'OMT*
Nombre d'OMT* bouclage
Nombre d'OMT* par départ HTA aérien
NC
NC
NC
NC
5,6
2 396
388
5,3
2 396
388
5,3
Source : tableau DépartsHTApluriannuel ; onglet Synthèse
NC = Non communiquée
82
Départs HTA* issus du poste source*de Montfort-Sur-Meu
Les valeurs concernant les départs HTA* sont stables : au nombre de 501, leur longueur moyenne est
de 23 km. Cette valeur décroit progressivement, ce qui tend à limiter les problématiques de qualité
sur les départs.
Les données concernant les Ouvrages de Manœuvre Télécommandés (OMT*) ont été fournies par
ERDF depuis l’année 2012. Le développement de ces appareils contribue à l’amélioration de la
réactivité des équipes d’exploitation en cas d’incident sur le réseau. Depuis 2009, leur nombre a
progressé de 5,7%, dont 2 % pour les OMT* de bouclage.
L’âge des ouvrages est un indicateur important 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 indicateurs d’âge du réseau Basse Tension présentés en 2012 marquaient une hausse bien plus
importante que la tendance progressive continue observée depuis plusieurs années. ERDF n’a pas pu
reproduire pour l’année 2013 le fichier comptable d’où sont extraites ces données. Elles ont donc été
reconsolidées par le SDE35 sur la base des fichiers comptables des années 2011 et 2013.
83
L'ÂGE DU PATRIMOINE PHYSIQUE
Réseau HTA
Âge moyen HTA (année)
Age moyen réseau aérien nu HTA
Réseau BT
2010
Âge moyen BT (année)
25,5
Age moyen réseau aérien nu BT
Age moyen postes (année)
Age moyen cabines hautes
% ouvrages de plus de 40 ans
HTA
BT
2011
23,7
24,4
27,3
25,8
24,4
26,1
24,9
9,5%
25,4%
14,4%
30,1
26,1
49,2
25,3
53,0
2,1%
3,1%
0,1%
50,0
1,6%
55,0
1,6%
1,9%
25,7
54,0
10,0%
25,2%
14,7%
Evolution
2013/2012
25,6
29,2
48,4
51,9
2013
25,0
28,2
47,4
9,1%
25,6%
14,1%
2012
11,6%
24,1%
14,9%
16,1%
-4,3%
1,4%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21E
La tendance au vieillissement est moins marquée pour les postes que pour le réseau HTA*.
Le réseau BT*, pour la première année, présente une stabilisation du vieillissement, due à une
résorption marquée du réseau BT aérien nu, le plus âgé dans cette catégorie.
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 reste stable avec une valeur de 15 % depuis 2 ans. Près d’un
quart des ouvrages BT ont dépassé cette durée d’amortissement, contre 12% pour le réseau HTA*.
84
L'ÂGE DU PATRIMOINE PHYSIQUE
Âge réseau HTA
Dont réseau aérien nu
Réseau HTA âgé de plus 40 ans
Âge réseau BT
Dont réseau fil nu
Réseau BT âgé de plus 40 ans
Âge postes de transformation
Dont cabines hautes
Postes âgés de plus 40 ans
Total département
35
25,6
rurales (Trav.
urbaines (Trav.
Face)
Face)
26,5
30,1
11,6%
26,1
23,2
29,9
12,4%
27,0
50,0
24,1%
25,7
50,7
25,5%
25,5
55,0
14,9%
30,9
9,9%
24,4
48,4
21,4%
26,1
54,9
13,6%
55,5
17,8%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21E
Ce tableau multi-périmètre souligne 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 2013 révèle également l’accélération du
vieillissement du patrimoine depuis 2 années.
85
En 2013, l’âge moyen des ouvrages de la concession est d’environ 25,8 ans.
Deux projections du vieillissement de ces ouvrages sont proposées ci-après :

La première qui suit les tendances de croissance observées depuis 4 années sur le
territoire du département

La seconde qui prend en compte la tendance évolutive observée entre l’année 2012 et
l’année 2013.
Les deux graphiques suivants illustrent la situation préoccupante que peut représenter l’âge du
patrimoine du SDE35 en fin de contrat ; la seconde projection reste plus optimiste du fait d’une
limitation du vieillissement depuis 2012, notamment pour leréseau BT.
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 répond pleinement à ces
objectifs et porte ses fruits pour la première année.
86
87
Dépose (Décembre 2012) d’un poste « cabine Haute » construit en 1956 sur la commune de La Dominelais
88
Les réseaux HTA et BT présentent :
 des taux d’enfouissement insuffisants pour le réseau HTA* qui présente des fragilités
notamment dans les zones boisées et exposées au vent,
 des longueurs de fil nu très importantes ; ce réseau très vieillissant notamment pour le fil nu
de faible section doit rester un axe prioritaire de renouvellement aussi bien pour le
concessionnaire (communes urbaines) que pour le SDE35 (communes rurales).
Poste de transformation sur la commune de Chauvigné
89
 621 dossiers de travaux traités par le
concessionnaire : 214 km de réseaux posés et 184
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
90
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 2013 ; le lecteur est invité consulter les rapports des conférences
loi NOME* présentés sur le site internet du SDE (www.sde35.fr, « Le SDE 35 », rubrique
concession)
621 opérations, représentant un montant de 18,2 M€, ont été clôturées par ERDF durant l’année
2013. Elles ont permis la pose de 214 km de réseau et de 184 postes de transformation. 104 km ont
également été déposées 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.
91
Opérations sous maitrise d'ouvrage ERDF - Travaux clôturés en 2013 (Investissements localisés)
Unités
Total
Raccordement
Renforcement
réseaux
Climatiquesécurisation
Renouvellement
réseaux
Environnement
(esthétique)
Modification
(Sécurité réglementaire)
Modification à la
demande d'un
tiers
621
184
346
116
36
20
1
36
13
7
Nbre
11
2
184
33
Types d'ouvrages
Ouvrages mis en service
1- Postes de transformation
Dont postes Cabine/UP
Nbre
Dont postes PSS/RC/Socle
Nbre
Dont postes H61
Nbre
Dont autres postes
Nbre
2 - Réseau HTA
ml
a - Aérien
ml
b - HTA souterrain
ml
3 - Réseau BT
ml
a - BT torsadé
ml
b - BT Façade
ml
c - Souterrain
4 - Branchements
ml
126 419
10 170
116 249
87 510
16 277
71 233
51 807
900
50 907
54 373
3 317
16 397
2 358
14 039
8 784
4 928
51 056
3 856
1 997
1 997
9 795
1 310
8 485
3 780
2 222
1 558
480
30
480
2 342
1 772
45 943
5 602
40 341
16 009
4 008
2 192
570
12 001
2 222
Nbre
a - Reprises et rempl. branchements :
Nbre
b - Nouveaux branchements :
Nbre
Ouvrages mis hors service
5 - Dépose postes transformation
Dont postes H6-PO
Dont postes RC
6 - Dépose réseau HTA
Nbre
Nbre
Nbre
Nbre
ml
a - Aérien
ml
b - HTA souterrain
ml
7 - Dépose réseau BT
ml
a - Aérien nu
ml
b - BT torsadé poteau
ml
c - BT torsadé façade
ml
d - Souterrain
8 - Dépose branchements
Montant des investissements
ml
68
65 162
44 629
20 533
39 334
22 739
11 543
5 052
32
9
5
13 749
8 251
5 498
6 016
2 263
2 646
6 459
6 269
190
8 190
5 542
2 416
1 107
232
2 503
2 503
2
20
7 973
5 833
2 140
3 332
2 262
131
360
335
25
1 914
1 253
331
2 703
2 254
349
34 118
21 438
12 680
17 179
9 165
5 670
939
330
100
2 344
Nbre
€
18 244 011
9 562 671
1 567 135
91 067
1 059 831
265 202
216 643
5 481 463
Source : NOME-2014_Trx ERDF_Total; onglet Synthèse_3
Plus de 85 % 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 82,4%. La part complémentaire des investissements participe
pleinement à la modernisation et à la sécurisation des réseaux.
92
Concernant les travaux de coordination, ERDF et le SDE 35 ont entrepris dès 2013 un programme de
sécurisation conjoint sur le secteur de Dol-de-Bretagne. Techniquement ce programme consiste à
sécuriser les départs HTA* issus du poste-source de Dol-de-Bretagne (principalement par
enfouissement des tronçons les plus exposés au vent et aux arbres) et à sécuriser concomitamment
les lignes BT* issues de ces départs (principalement par passage en torsadé des tronçons en fil nu).
Origine : ERDF
93
Opération d’effacement des réseaux sur la commune de Janzé
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* ; celui-ci est en cours
d’achèvement 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.
94
Les compte-rendu d’activité 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 : 274 M€ sont ainsi consacrés aux travaux de maintenance du réseau, dont
100 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.
Les longueurs des réseaux HTA* traités ont suivi cette progression, atteignant en 2013 un montant
de plus d’1,7 M€.
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.
95
En 2013, un net redressement des longueurs traitées est observé : +29 % en corrélation directe avec
la hausse des investissements sur cette même période 2012/2013 : +26 %.
Le CRAC* évoque en 2013 la création d’une plate-forme d’échanges internet partagée avec tous ses
prestataires d’élagage.
Autre information du CRAC* : en 2013, ERDF a proposé au service des jardins de la Ville de Rennes,
une démarche de communication des données de réseau moyenne tension pour lui permettre de
réaliser l’analyse spatiale des intersections existante entre le réseau et distribution et leurs arbres. La
Ville de Rennes pourra ainsi mieux cibler les préconisations d’élagage.
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 20010/2013, 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.
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.
En 2013, 20% des départs étaient concernés par des opérations d’élagage soit une nette hausse
depuis 2012. Parmi ces départs, 59 % des longueurs ont été traités.
96
Elagage HTA
Nombre de
Nombre de
départs traités départs total
% de départs
Longueurs
traités
traitées en km
2009
4
492
0,8%
2010
11
493
2,2%
757
2011
41
495
8,3%
1188
2012
41
578
7,1%
1728
2013
114
578
19,7%
2308
Source : B1-05-SDE35-2013
Grâce à l’historique des données collectées depuis 2009, le Syndicat a pu noter que 87% de ces 114
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 est insuffisant
au regard du développement de la plupart des essences d’arbres.
Pour le réseau BT*, les données fournies par ERDF se sont limitées à lister les communes traitées en
2013 : le nombre de communes concerné, 42, a doublé depuis 2012 pour une augmentation des
longueurs traitées de près de 30%. 88% de ces communes n’avaient pas fait l’objet d’élagage depuis
plus de 5 ans.
Elagage BT
Nb communes
% communes
traitées
2009
2010
2011
2012
2013
21
43
26
21
42
5,9%
12,2%
7,4%
5,9%
11,9%
Source : B1-06-SDE35-2013
Le temps de coupure consécutif aux interventions d’élagage marque une tendance à la hausse, après
une année plus basse en 2012.
97
Le Syndicat regrette que les données demandées ne soient pas précisément fournies 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.
Dans le cadre du contrôle opérationnel 2014, ERDF (Monsieur Le Nézet, cellule MOA) a présenté
cette thématique lors d’une réunion dédiée en date du 3 octobre 2014 et a ainsi pu en exposer :
 le contexte technique et réglementaire ;
 les conditions d’exécution selon les dispositions de sécurité requises ;
 l’évolution des budgets alloués et longueurs traitées depuis 2009 ainsi que les prévisions
2014 :
o HTA* : 1,68 M€ pour 2 400 km traités
o BT* : 850 k€ pour 900 km traités.
 les ambitions en termes de rotation de traitement : 4 ans pour la HTA* et 6 ans pour la BT* ;
 l’optimisation financière des plannings d’élagage consistant à coordonner les interventions
avec les programmes d’investissement à venir ;
 l’optimisation technique des programmes par l’analyse des données techniques, les visites
en hélicoptère (pour la HTA*) et par la responsabilisation des propriétaires (pour la BT*) ;
 les modalités de traitement du bois de coupe ;
 les échanges requis avec les collectivités et les tiers ;
 les modalités de facturation pour l’élagage autour du réseau BT*.
Le Syndicat a ainsi prendre connaissance de l’organisation précise de cette mission et apprécier la
coordination effective des interventions d’élagage avec la programmation des opérations de travaux
sur les réseaux.
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 ;
98
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*.
Suivi du traitement des transformateurs
contenant du PCB
2009
2010
2011
2012
2013
Nombre de transformateurs dépollués
Nombre de transformateurs détruits
81
322
205
651
148
163
77
105
56
90
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 :
Temps de coupure lié au traitement des
transformateurs contenant du PCB
2010
2011
2012
2013
Critère B (min)
10,1
2,5
1,1
0,5
Conformément au décret 2011-1697 du 1er décembre 2011, ERDF, en 2012 et 2013, a transmis au
SDE35 pour consultation, quelques semaines avant le démarrage des travaux :
o les dossiers de travaux « articles 2 » : selon les dispositions de déclaration préalable décrites
dans le décret pour tous les travaux sur les ouvrages de basse tension et les constructions
de ligne électrique de moins de 3 km.
o quelques dossiers de travaux « articles 3 » : selon les dispositions d’approbation pour tous
les autres travaux ou en cas de rejet de la déclaration préalable.
Dans le rapport de contrôle de 2013 portant sur l’exercice 2012, un comparatif du nombre de
dossiers de déclaration transmis au Syndicat, et du nombre de dossiers de travaux présentés par le
concessionnaire avait permis de mettre en évidence un écart important entre ces données signifiant
des envois au Syndicat nettement incomplets.
Ce constat est maintenu sur l’année 2013.
99
Les services de la DREAL qui recevaient en 2012 et 2013 les articles 2 et 3 émis par d’ERDF ont pu
nous renseigner sur le niveau de complétude du volume des dossiers reçus par leurs services. L’écart
observé est moins important, mais il semble que la DREAL n’ait également pas reçu tous les dossiers
de travaux.
Comparatif du nombre de dossiers
2010
2011
2012
2013
Nombre d'opérations relevées dans les articles 2 et 3
568
564
408
282
Nombre total de dossiers déclarés par ERDF dans le cadre des
données de contrôle
737
743
1142*
911**
Ecart
23%
24%
64%
69%
734***
834
Nombre d'articles 2 et 3 d'ERDF reçus par la DREAL
1142*, valeur de 876 annoncée dans le rapport de contrôle 2012, puis corrigée dans le cadre de la conférence loi NOME
911**, nombre total déduit des opérations se trouvant déjà dans le B1-04-2012
734***, estimation sur la bases d'un total de 489 dossiers sur 8 mois
Contrôle articles 2 et 3 : évolution comparative des nombres de dossiers
En 2012 et 2013, le nombre d’opérations déclarées par ERDF (fichier de contrôle « B1-04 ») est
devenue exhaustive dans le cadre de la préparation des conférences loi NOME*., d’où
l’augmentation de cet indicateur à partir de 2012. Ces données prennent notamment en compte des
raccordements qui ne font pas toujours l’objet d’articles 2 et 3.
Ceci n’explique cependant aucunement la baisse significative du nombre de dossiers reçus pour
consultation par le Syndicat. Le décalage temporel entre la transmission de ces dossiers et
l’exécution de travaux ne peut pas non plus totalement élucider ces écarts.
100
L’analyse de la complétude des articles 2 et 3 transmis au Syndicat s’est appuyée :
o sur le listing de travaux exécutés par ERDF en 2012 et 2013 : les fichiers « B1-04 », transmis
par le concessionnaire et utilisés notamment pour la préparation des conférences
départementales ;
o sur les listings des articles 2 ou 3 transmis par ERDF et constitués par le Syndicat.
Pour chaque opération de ces deux listes de travaux « B1-04 », après omission des opérations de
2012 réapparaissant en 2013, une vérification de la transmission du dossier de consultation
« Article 2 » ou « Article 3 » a été réalisée par recherche dans les listings des articles 2 ou 3 transmis
par ERDF entre 2010 et 2012 pour les travaux 2012 et entre 2010 et 2013 pour les travaux 2013.
En 2012, 1142 opérations de travaux ont été exécutées, et seuls 444 articles de consultation ont été
reçus au SDE35, soit 36 %.
En 2013, sur 911 opérations de travaux, seuls 282 dossiers de consultation ont été transmis au
Syndicat, soit 31 %.

Analyse par finalité de travaux
Afin de mieux cerner les origines potentielles des absences d’envoi d’articles, l’étude s’est portée sur
les finalités de travaux.
Les opérations d’environnement, de modernisation, et de raccordement sont particulièrement
concernées par l’incomplétude de remise des dossiers de déclarations.
Pour les travaux de raccordement, une part importante des opérations ne font en effet pas l’objet
d’articles 2 ou 3, car elles ne nécessitent pas d’adaptation du réseau.
Les travaux d’environnement concernent les affaires d’effacement des réseaux pour la ville de
Rennes et nécessitent obligatoirement la transmission d’un article 2.
Contrôle articles 2 et 3 : répartition des opérations non reçues, par thématique
101

Analyse par typologie de communes
L’indicateur précisant la part de dossiers de consultations non reçus a également été étudié par
typologie de communes en distinguant :
o Les communes rurales, au sens de l’électrification rurale, qui bénéficient des aides du FACÉ*
et pour lesquelles le Syndicat assure les travaux d’extension et de renforcement, et la
sécurisation dans le cadre des travaux de résorption des fils nus ;
o Les communes urbaines intégrées depuis 2010 au Syndicat et qui auparavant faisait l’objet
de concession. Elles sont au nombre de 18 ;
o Les autres communes urbaines toujours au sens de l’électrification rurale.
Pour les communes urbaines et rurales, intégrées historiquement à la concession du Syndicat,
environ 63 % des dossiers de consultation n’a pas été transmis au Syndicat.
Pour les anciennes concessions urbaines, cet indicateur atteint près de 79 % en 2013. Les nouvelles
conditions contractuelles pour ces communes semblent avoir très peu été prises en compte par les
services techniques d’ERDF émettant les articles 2 et 3.

Analyse par commune
Une cartographie de l’indicateur présentant la part de dossiers non reçus a été établie pour les
années 2012 et 2013 afin de visualiser d’éventuels secteurs plus concernés par ces anomalies de
transmission.
102
L’extrême Sud (Pays du Grand-Fougeray), la communauté de communes de Vitré-Guerchais et une
frange Nord-est de la Métropole rennaise se caractérisent par une absence plus marquée de
transmission des documents.
La répartition des différents seuils de cet indicateur reste néanmoins assez homogène.
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 ont pour origine des oublis fréquents
de communication des articles par les chargés d’affaire.
ERDF va donc intervenir sur le logiciel e-plans, afin de systématiser l’envoi au SDE35 des articles 2.
Une nouvelle enquête sera donc menée par le Syndicat pour vérifier à nouveau si cette action corrige
totalement les défauts de complétude de transmission de dossiers.
103
Dans le cadre du contrôle annuel 2013 et 2014, le SDE35 a sollicité auprès d’ERDF un ensemble de
pièces concernant des cas opérationnels ponctuels portant sur les thématiques suivantes :

Travaux réalisés par le concessionnaire :



Déplacements d’ouvrage : analyse des Propositions Techniques et Financières (PTF)
et des factures produites par le concessionnaire ;
Raccordements et extension : analyse de l’application du barème de facturation et
des délais de production de devis ; analyse des délais des différentes étapes du
processus.
Travaux réalisés par le SDE35 :


Branchements : analyse des Propositions Techniques et Financières (PTF) et des
factures produites par le concessionnaire pour des situations de raccordements ou
d’extensions ; analyse des délais des différentes étapes du processus ;
Valorisation des travaux du SDE35 : analyse des valorisations comptables de
diverses situations de travaux.
Enfin, le syndicat a demandé au concessionnaire des rapports précis détaillant :
 La Gestion des conventions de servitude : présentation des processus de préparation,
de signature, de suivi, d’enregistrement, et d’archivage des conventions de servitude
pour les différentes situations de travaux touchant les lignes aériennes, souterraines et
les postes de transformation. La mise à disposition de terrain pour l’implantation d’un
poste a fait l’objet de questions complémentaires ;
 Les opérations d’élagage : détails des différentes étapes, des priorisations
d’intervention, modalités d’élaboration des plannings et gestion des marchés. Une
présentation exhaustive a été proposée au SDE35 en date du 3 octobre : voir paragraphe
5.3 du présent rapport ;
 Le traitement des réclamations : détails des étapes de traitement et de suivi des
réclamations, dans le cadre de la nouvelle organisation mise en place en vue du TURPE*
4. Une présentation exhaustive a été proposée au SDE35 en date du 3 octobre 2014 par
monsieur Jean Mounier, correspondant « écoute Clients » à la Direction Régionale ERDF
Bretagne.
Ces pièces ont été analysées par le SDE et ont ensuite fait l’objet de demandes complémentaires.
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 :
 totale, pour les déplacements d’ouvrages des domaines public occupé et privé ;
104

partielle, par partage équitable entre le concessionnaire et le pétitionnaire pour des
opérations établies sur terrains privés et acquis par les collectivités.
Pour les situations ne répondant pas aux dispositions de cet article, et notamment pour les ZAC, le
déplacement d’ouvrage est alors facturé dans sa globalité au demandeur.
Le SDE35 a souhaité opérer un contrôle par échantillonnage d’opérations de déplacement
d’ouvrage, à la fois pour vérifier les conditions de l’application de l’article 12 du cahier des charges et
pour les opérations ainsi facturées partiellement ou totalement au pétitionnaire, analyser les devis
produits, ainsi que l’ensemble des pièces requises pour chacune des opérations :
 la demande de déplacement fournie par l’usager ;
 la Proposition Technique et Financière 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 ;
 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).
Des listes de 41 opérations de déplacements d’ouvrage en 2012 et 10 en 2013 ont été présentées à
ERDF dans le cadre de ce contrôle.
Pour chacune des opérations facturées, ERDF a fourni les documents suivants :
 l’APS ;
 le devis ou PTF ;
 l’article 2 : i.e. le document transmis au SDE35 via e-plans ;
 le linéaire : les tableaux d’immobilisation des biens et de mises hors service des ouvrages ;
 la solution : descriptif des opérations techniques nécessaires à la prestation ;
 la demande du client (sauf pour les dossiers de raccordements de lotissements).
Dans un premier temps, il s’agissait de confirmer pour chacune d’entre elles une prise en charge
partielle ou totale du demandeur.
Opérations 2012 :
Sur ces 41 dossiers, concernant les participations effectives des pétitionnaires, des divergences sont
apparues pour 21 dossiers.
Sur ces 21 dossiers :
 5 opérations avaient été jugées avec participations du pétitionnaire par le SDE35 alors
qu’ERDF n’a pas imputé de coût à celles-ci ;
 16 opérations avaient été jugées par le SDE35 exemptes de participations alors qu’elles ont
pourtant fait l’objet d’une participation du pétitionnaire. Le contrôle du SDE35 s’est porté
principalement sur ces 16 affaires. ERDF a apporté des argumentaires pour chacune d’entre
elles.
105
Après considération de ces arguments, le SDE35 maintient son désaccord avec le concessionnaire
pour deux dossiers :
 Dossier 131962 : un partage des frais aurait pu être envisagé au regard de l’état du
support qui menaçait de céder. Le motif sécuritaire parait prioritaire face au motif
esthétique qu’ERDF a voulu retenir ;
 Dossier 151161 : la RAS* sur le domaine privé aurait pu être déplacée aux frais du
concessionnaire selon l’article 12B du contrat de concession.
Opérations 2013 :
Sur 10 dossiers, des divergences d’interprétation de participations ont été notées sur 2 d’entre eux et
ont fait l’objet de demandes complémentaires auprès du concessionnaire.
 Dossier 127 376 à Redon : il s’agissait d’un poteau gênant pour la pose d’un bardage d’un
entrepôt industriel (argument noté dans la demande par le pétitionnaire) et ERDF a
facturé l’opération sans tenir compte de l’article 12, au motif que ces travaux ont été
requis pour « raison esthétique ». Rien ne l’indiquait dans le dossier.
 Dossier 163 950 à Guignen : le montant facturé correspond à la différence entre le
minimum technique et la solution requise par le pétionnaire. Le Syndicat regrette que le
dossier ne mentionne pas ces éléments et qu’aucun détail de prix n’ait été apporté.
Certaines pièces restaient manquantes :
 Des demandes client : ERDF indique que pour les affaires qui concernent des lotissements, le
dossier ne comporte pas la demande du client : dans ce cas tout est traité dans le cadre de
l’opération de raccordement du lotissement ;
 ERDF a refusé de transmettre le « CREI » qui contient des éléments confidentiels sur les
conditions de marché ;
 Les fiches « Ingepilot » ;
 Les factures, qui pourraient permettre de vérifier l’application des linéaires définitifs.
Par ailleurs, de nombreux écarts entre les valeurs du projet (plan) et les valeurs immobilisées ont
été relevés. ERDF reconnait quelques mauvaises estimations, et évoque des tracés approximatifs et
des modifications récurrentes des linéaires avec le maître d’ouvrage.
Pour l’opération 161 292 datant de 2013, il précise que l’erreur de saisie dans IRIS va être corrigée.
Pour l’opération 159 574, le Syndicat s’étonne néanmoins que les longueurs du SIG, en cas d’écart
avec la réalité, soient utilisées dans les fichiers comptables IRIS, ce qui confirme l’erreur à la fois dans
la base cartographique et dans la base comptable.
Enfin concernant les délais d’envoi des Propositions Financières et Techniques, le Syndicat retient, à
l’exception de quelques rares dossiers, des délais conformes à ceux annoncés dans la proposition de
devis pour les dossiers où les éléments de calendrier ont été précisément communiqués.
Le barème de facturation des raccordements électriques actuellement en vigueur a été approuvé
par la Commission de Régulation de l’Énergie le 28 juin 2011.
Il est appliqué depuis le 28 septembre 2011.
106
Pour 28 opérations de l’année 2012, et 10 opérations pour l’année 2013, il a été demandé au
concessionnaire de présenter des copies des pièces originales suivantes, en version informatisée :
 La demande de raccordement produite par le pétitionnaire ;
 la Proposition Technique et Financière (PTF) transmise au pétitionnaire ;
 les éléments cartographiques comprenant les descriptifs techniques et les plans aux étapes
d’études, de travaux et de recollement ;
 le tableau présentant l’ensemble des dates jalonnant le processus de raccordement ;
 les comptes-rendus d’acceptation des mouvements d’entrée et de retrait en immobilisation
 la facture transmise au pétitionnaire ;
 la convention de raccordement ;
 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.
Une première analyse s’est portée tout d’abord sur les délais du processus de traitement et de
réponse aux demandes de raccordement. Les documents transmis au pétitionnaire ne font pas
toujours clairement apparaître les délais de réponse et d’exécution des travaux. Néanmoins, à la
demande du SDE35, ERDF a transmis un tableau précis détaillant l’ensemble des dates clés du
dossier :
Contrôle opérationnel : DELAIS DES OPERATIONS de RACCORDEMENTS
Date de
n° ERDF de
l'opération demande du
concernée
client
Date de
dossier
complet
Date
Date
d'envoi de d'acceptation
la PTF
du devis
Date de
Date de fin
Date d'envoi de la
début des
Date PMEO
des travaux
facture
travaux
Les délais de réponse du concessionnaire après obtention des dossiers complets, ainsi que ceux de
démarrage de l’opération de travaux après acceptation des devis ont ainsi pu être calculés et sont
répartis comme suit pour les opérations de l’année 2012 :
Délais de transmission Délais de démarrage
du devis après
des travaux après
complétude du dossier acceptation du devis
< 30 jours
< 60 jours
< 90 jours
>= 90 jours
(sur 24 dossiers)
(sur 23 dossiers)
29%
25%
8%
38%
30%
13%
17%
39%
Pour les opérations de l’année 2013, un seul dossier n’a pu être transmis en moins de 2 mois. 2
dossiers sur les 10 ont été transmis en moins d’un mois.
Les prix des différents devis ont été analysés ainsi que le détail de chaque prestation proposée. La
plupart des opérations a été estimée à l’aide du barème « au forfait », dépendant des paramètres
107
suivants : puissance de raccordement souscrites, branchements ou extensions en consommation ou
injection, situation physique du point de livraison (PDL) en limite de parcelle ou sur domaine privé.
Il s’agissait notamment de vérifier que les longueurs et distances prises en compte dans les
opérations soient déterminées selon un parcours techniquement et administrativement réalisable.
Pour toutes les opérations hors lotissements et ZAC, les montants facturés ont été jugés justement
calculés. Pour les opérations plus complexes, il est fait référence aux conventions ou aux annexes de
proposition de raccordement, qui n’ont pas été toujours fournis.
Le contrôle a permis par ailleurs de mettre en évidence que les branchements n’étaient pas toujours
comptabilisés dans les fichiers IRIS.
ERDF a apporté les éclaircissements suivants :
 « L’immobilisation dans IRIS des branchements individuels avec extensions ou
collectifs s’effectuait jusqu’à début 2014 de manière globale en masse financière. Il
existait à l’époque des immobilisations globales par année, par type de branchement
et par zone émeraude qui étaient mises en service en janvier et dont la valeur se
complétait au fil des constructions de branchements réalisés. Le chargé d’affaires
ERDF n’avait à l’époque aucune obligation de décrire sur son projet une ligne
d’immobilisation de branchement puisqu’il pouvait utiliser l’immobilisation globale
prévue à cet effet. Dans cette configuration, la base IRIS ne comportait pas de
numéro de projet individuel spécifique au branchement construit mais juste la valeur
de cet ouvrage.
 Pour répondre aux souhaits des SDE de mieux localiser par affaire et par commune les
immobilisations de branchements, ERDF a engagé en 2014 le projet BU (Business
Unit) qui a supprimé les immobilisations globales pour les branchements individuels
avec extensions ou collectifs et imposé une description systématique d’une ligne
d’immobilisation de branchement sur ce type d’affaire. »
D’autres questions et remarques ont été suscitées par cet exercice de contrôle :
 Des différences entre l’intitulé de la solution présentée dans le devis et la solution
réellement prise en compte sur les plans (pour quelques opérations) : ERDF justifie
celles-ci par des courriers type non modifiables. C’est alors bien la solution
technique détaillée dans le devis et sur le croquis qui prévaut ;
 L’application du barème 2009 pour des opérations postérieures à l’entrée en vigueur
du barème 2011 (28/09/2011) : plusieurs versions de devis ont été émises ; c’est la
première version qui détermine la version du barème ;
 Les écarts entre les valeurs du projet (plan) et les valeurs immobilisées ont été
relevés : pour cela ERDF évoque des erreurs de cartographie, des modifications au
cours des travaux, ou bien des tracés approximatifs et des modifications techniques
requises lors de l’exploitation, liées à des problématiques de convention de
servitude, à des contraintes techniques relevant des normes sur les terres de masse
et de neutre. Enfin, ces écarts peuvent parfois s’expliquer par « la différence entre
longueur électrique (immobilisée) et longueur géographique (facturée). On ne facture
pas au client la longueur de câbles dans le poste ».
108
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 opérations demandées par le Syndicat, 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 ;
 les documents présentant les dates de début et fin d’intervention ;
 la facture transmise au pétitionnaire ;
 les pièces présentant le montant des dépenses engagées par le concessionnaire et celui de
l’immobilisation correspondante ;
 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 concession d’ouvrages non localisés
(transformateurs et branchements).
La première analyse portait sur la conformité des prix du devis et de la décomposition du devis
(détails des prestations). Les réfactions de 40% prévus par les barèmes 2009 et 2011 ont été
correctement appliquées.
Pour les 11 affaires contrôlées, la correspondance entre les quantités prises en compte dans les
données VRG* et celles présentées dans les fiches « IRIS » est bien effective.
Concernant les délais de réponse aux demandeurs : ceux-ci sont pour la plupart impossibles à
calculer car la date de demande de devis est fausse, puisque identique à la date de réponse d’ERDF.
Ainsi le délai entre la demande de branchement (en comptant un délai d’envoi postal de 5 jours) et
l’émission du devis (indicateur présenté dans le CRAC*) n’a pu être que très rarement estimé. Par
ailleurs, les durées de travaux effectives n’ont pas toujours été indiquées.
Les fiches IngPilot remises correspondent non pas aux opérations de branchements, mais aux
opérations d’extensions réalisées par le SDE35. ERDF explique : « l’application «Ingepilot» n’est pas
utilisée pour le suivi de branchements seuls ».
En 2011 et 2012, un travail commun entre le SDE35 et ERDF a permis la mise en place d’un processus
fiable et pérenne de valorisation des ouvrages qui a conduit, fin 2012, à un rapprochement
satisfaisant entre les montants des travaux réalisés par le Syndicat et les montants valorisés par le
concessionnaire.
109
Une majorité des affaires traitées en 2011 et les affaires traitées en 2012 tiennent compte de ces
valorisations optimisées.
Pour une liste d’affaires, le concessionnaire a produit, en version informatisée :
 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 concessionnaire a fourni
également une note explicative présentant le processus
d’enregistrements des caractéristiques techniques et comptables des ouvrages : depuis la remise
des fiches VRG* par le SDE35 jusqu’à leur intégration dans les bases comptables 2301, 2311, 2901 et
2911.
L’exercice a consisté également à :
 retrouver, pour plusieurs fiches de la série de l’annexe 5, la trace des valeurs figurant dans
les fiches Ingépilot, dans les différentes bases comptables ;
 confirmer la réévaluation, dans les bases comptables, des fiches de l’année 2011 ayant fait
l’objet d’une seconde valorisation en 2012 dans le cadre du travail de rapprochement des
données VRG* réalisées entre ERDF et le SDE35.
La complétude des documents remis a permis une analyse efficace des valeurs immobilisées dans le
cadre des affaires proposées. Cette étude a reposé sur la vérification de la prise en compte des
modifications des valorisations réalisées par ERDF à partir de Septembre 2012 : voir détails dans le
rapport de contrôle 2013 portant sur l’année 2012 (paragraphe 6.4.3).
Par ailleurs, le SDE35 avait demandé une note explicative présentant le processus d’enregistrement
des caractéristiques techniques et comptables des ouvrages : depuis la remise des fiches VRG* par
le SDE35 jusqu’à leur intégration dans les bases comptables 2301, 2311, 2901 et 2911.
Concernant les étapes comptables de la valorisation, ERDF a pu apporter les précisions suivantes :
 « L’enregistrement des immobilisations d’ouvrages remis par le SDE 35 s’effectue dans l’outil
SAP baptisé PGI. La saisie comporte une description technique au niveau de la Fiche
d’Immobilisation En Cours (FIEC avec ETI, INSEE, Quantité et date de MES) et financière au
niveau de l’Ensemble Technique d’Organigramme de Projet (EOTP) » ;
 « La FIEC fait l’objet d’une validation par le responsable en moyenne sous 24h. Le transfert
des coûts de l’EOTP vers la FIEC qui lui est rattachée prend de 2 à 7 jours puisqu’il s’effectue
chaque dimanche par une routine automatique SAP. Une fois que la FIEC validée a reçu sa
valorisation depuis l’EOTP, le transfert de PGI vers l’application SAP IRIS se réalise
automatiquement la nuit suivante et fait l’objet d’un accusé de réception d’IRIS vers PGI à
J+2 » ;
 « En conclusion, la saisie d’une immobilisation dans la base IRIS prend entre 4 et 9 jours
maximum. (Ce délai peut être exceptionnellement supérieur lorsque l’application IRIS est
fermée 3 semaines lors de l’arrêté comptable annuel de fin décembre à début janvier ou 4
jours à chaque fin de mois comptable mensuelle) ».
110
Le Syndicat avait souhaité prendre connaissance du cheminement précis de ces documents depuis
leur création lors de l’exécution des travaux jusqu’à leur conservation, pour les différentes situations
de travaux (déplacements d’ouvrage, construction d’ouvrages…), pour les typologies d’ouvrages
aériens, souterrains et les postes de transformations.
Un document très détaillé a été fourni au SDE35, sous forme de diaporama.
Trois questions complémentaires sont formulées au concessionnaire :
1. Dans quels cas les conventions font elles l’objet d’indemnisation de la part d’ERDF ?
 « Zone agricole souterrain :
Le propriétaire doit être indemnisé en fonction de l'atteinte portée à ses droits.
C’est le barème indicatif de la valeur vénale moyenne des terres agricoles libres à la vente qui
s'applique : arrêté du 26 juillet 2013 (Valeur Dominante) ;
 Zone agricole aérien :
Pour les terrains agricoles, application du Protocole agricole « dommages permanents » en vigueur
Pour les terrains forestiers ou boisés (intervention d’un expert);
 Poste Hors article R332-16 CU du code de l'urbanisme (terrain et local) :
Le barème retenu est de 15 €/m² quelle que soit la zone (agricole ou urbaine) avec un montant
minimum d’indemnisation en fonction du type de poste et de son emprise ;
 Poste article R332-16 CU du code de l'urbanisme Terrain :
Pas d’indemnité conformément au Code de l’Urbanisme ;
 Poste article R332-16 CU du code de l'urbanisme Local :
Indemnité unique de 106,71 €/m² (article A332-1 CU). »
111
2. Depuis quand les conventions sont-elles enregistrées dans votre Système Informatique ?
« L'informatisation des données relatives aux conventions a été mise en place sur le flux à la création
de la cellule convention en 2009.
Une opération de rattrapage est en cours pour informatiser les documents antérieurs à 2009. Pour le
département de l’Ille- et-Vilaine , la démarche est programmée pour l’année 2015. »
3. Quel processus d’enregistrements internes et d’archivages est appliqué aux conventions
d’opérations sous la maîtrise d’ouvrage du Syndicat ?
« Le traitement appliqué est identique aux conventions "stock". Le traitement type « flux »est difficile
car les conventions sont récupérées avec les plans définitifs travaux.
Les conventions SDE intangibles ne sont pas authentifiées et ne peuvent l'être par ERDF car
contractées entre le syndicat et le propriétaire. »
112

34,6 M€ mis en concession par ERDF
 20,2 M€ mis en concession par le SDE35
 Valeur brute nette comptable des ouvrages : 695 M€
 Processus de valorisation des ouvrages par le
concessionnaire pérenne depuis 2012
 Un ticket de sortie en baisse et négatif en 2013
 Situation financière d’ERDF satisfaisante
 Une baisse des provisions pour renouvellement liée à
l’allongement des durées d’amortissement des ouvrages
 Les écarts de valorisation des ouvrages antérieurs à 2011
non rattrapés
113
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 74 130 en 2013.

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 2013
Valeur brute mis en
concession
Mis en concession
par ERDF
Ouvrages localisés
37 100 463
21 819 265
6 538 161
14 765 310
943 384
515 888
Ouvrages non localisés²
Total valeurs 2013
18 254 733
55 355 195
12 809 044
34 628 309
6 538 161
5 445 689
20 210 998
943 384
515 888
54 685 595
33 145 174
4 510 308
1,2%
4,5%
45,0%
Type d'ouvrages
Rappel valeurs 2012
Variation en %
Dont participations de Mis en concession Dont participations Mis en concession
tiers
par la collectivité
d'ERDF
par des tiers
21 540 421
-6,2%
1 481 343
-36,3%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31G
114
La valeur brute des mises en concession atteint près de 55 millions d’euros en 2013, soit une
augmentation de 1,2 % par rapport à 2011, malgré une baisse significative des mises en concession
des collectivités (-6,2 % en 2013 contre +22% en 2012) et grâce à une hausse de celles d’ERDF
(+4,5%).
La valeur brute des mises en concession est composée pour près de deux tiers (62,5%) des ouvrages
réalisés par ERDF pour 36,5% par ceux du SDE35, et moins de 1% par les tiers.
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 67 % des mises en concession.
Les participations des tiers sont en très nette hausse (+45%), après une forte baisse en 2012 (-55%).
516 k€ d’investissements ont par ailleurs été assurés par les tiers en 2013.
La part des participations d’ERDF dans les mises en concession du SDE35 marque à nouveau une
baisse importante (-36%), amorcée en 2011.
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS
EN CONCESSION dans l'année (€)
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
Ensemble des ouvrages (€)
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
Total valeur brute mis en concession
32 981 014
9 443 766
17 864 229
1 739 790
34 766 635
9 970 814
17 648 890
3 844 249
33 145 174
4 510 308
21 540 421
1 481 343
50 845 243
52 415 525
54 685 595
34 628 309
6 538 161
20 210 998
943 384
515 888
55 355 195
4,5%
45,0%
-6,2%
-36,3%
1,2%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32G
L’évolution des indicateurs permet de :

confirmer la hausse des mises en concession pour les deux maîtres d’ouvrage, plus marquée
pour le Syndicat ;

souligner la nette baisse des participations de tiers ;

observer une stabilité relative des participations d’ERDF dans les mises en concession du
Syndicat.
115
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN
CONCESSION dans l'année (€)
Communes dépt35 rurales
(Trav. Face)
Communes dépt35 urbaines
(Trav. Face)
Ensemble des ouvrages (€)
Mis en concession par ERDF
Dont participations de tiers
Mis en concession par la collectivité
Dont participations d'ERDF
34 628 309
6 538 161
20 210 998
943 384
55 355 195
12 848 093
3 263 134
15 510 696
596 581
28 433 974
21 780 216
3 275 028
4 700 302
346 803
26 921 222
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32H
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 : 81 % contre 45 % pour les
communes rurales.
La répartition du financement des ouvrages diffère de celle des mises en concession. La
décomposition des financements est la suivante :
Valeurs comptables des ouvrages mis en concession au cours de l'année 2013
Valeur brute mis en
concession
Financé par ERDF
Financé par la
collectivité
Financé par des tiers
Ouvrages localisés
37 100 463
16 224 488
13 821 925
7 054 049
Ouvrages non localisés²
Total valeurs 2013
18 254 733
55 355 195
12 809 044
29 033 532
5 445 689
19 267 614
7 054 049
Type d'ouvrages
Rappel valeurs 2012
Variation en %
54 685 595
1,2%
30 116 209
-3,6%
20 059 079
-3,9%
4 510 308
56,4%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31G
116
Le financement par des tiers a nettement augmenté en 2013 concernant les ouvrages localisés.
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.
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS
EN CONCESSION dans l'année (€)
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
Dont Financé par ERDF
Soit en %
Dont Financé par la collectivité
Soit en %
Dont Financé par des tiers
Soit en %
50 845 243
25 277 038
50%
16 124 439
32%
9 443 766
19%
52 415 525
28 640 070
55%
13 804 641
26%
9 970 814
19%
54 685 595
30 116 209
55%
20 059 079
37%
4 510 308
8%
55 355 195
29 033 532
52%
19 267 614
35%
7 054 049
13%
1,2%
-3,6%
-3,9%
-5,1%
56,4%
54,5%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32G
Le financement des mises en concession pour le concessionnaire tout ouvrage confondu est en
légère baisse, après une nette tendance à la hausse. La part du SDE35 est assez variable depuis 2010.
La participation des tiers marque une augmentation importante après une chute notable en 2012
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* »).
117
La répartition par entité géographique répond à la logique des prérogatives différenciées entre ERDF
et le SDE35. Dans les communes urbaines, 70% des financements sont assurés par ERDF, et dans les
communes rurales le financement du SDE35 représente plus de la moitié 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 : 28,43 M€ contre 26,92 M€, soit 51% et 49% respectivement.
Le financement des maîtres d’ouvrage « tiers » est presque équivalent en zone urbaine et rurale.
FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN
CONCESSION dans l'année (€)
(Trav. Face)
(Trav. Face)
Dont Financé par ERDF
Soit en %
Dont Financé par la collectivité
Soit en %
Dont Financé par des tiers
Soit en %
55 355 195
29 033 532
52%
19 267 614
35%
7 054 049
13%
28 433 974
10 181 541
36%
14 914 115
52%
3 338 318
12%
26 921 222
18 851 991
70%
4 353 499
16%
3 715 732
14%
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32H
118
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 dresser ce 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 2013, la valeur nette du patrimoine a augmenté de plus de 4 % ; l’amortissement étant marqué
par une augmentation plus forte (+5,3%).
Périmètre Total département 35
Valeurs comptables des ouvrages en concession au 31 décembre 2013
Valeur brute d'actif
Valeur nette
Amortissement
Montant (€)
Ouvrages localisés
Ouvrages non localisés
Total valeurs 2013
Rappel valeurs 2012
Variation en %
823 173 837
335 178 275
1 158 352 112
483 071 816
212 423 069
695 494 885
340 102 020
122 755 206
462 857 227
1 110 859 374
4,3%
671 152 938
3,6%
439 706 436
5,3%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31D
VALEUR d'ACTIF BRUTE (€)
2010
2011
2012
2013
Ouvrages localisés
Réseau HTA
Réseau BT
Postes HTA/BT
Autres ouvrages
Total valeur brute des ouvrages
Evolution
2013/2012
729 516 263
272 474 577
348 797 338
96 767 933
11 514 886
286 534 597
759 870 205
281 456 277
366 036 190
100 487 026
11 890 712
302 816 861
791 550 313
291 746 727
383 206 595
104 007 191
12 589 800
319 309 062
823 173 837
301 341 090
402 194 429
107 648 996
11 989 322
335 178 275
1 016 050 860
1 062 687 066
1 110 859 374
1 158 352 112
2010
2011
2012
2013
4,0%
3,3%
5,0%
3,5%
-4,8%
5,0%
4,3%
VALEUR d'ACTIF NETTE (€)
Ouvrages localisés
Réseau HTA
Réseau BT
Postes HTA/BT
Autres ouvrages
Total valeur nette des ouvrages
Evolution
2013/2012
438 702 733
161 637 088
223 832 243
47 547 646
5 703 549
184 281 459
452 637 687
164 748 210
233 869 916
48 419 133
5 600 429
193 595 208
467 650 892
168 714 987
243 677 058
49 217 085
6 041 762
203 502 046
483 071 816
171 948 238
255 109 931
50 025 846
5 987 801
212 423 069
622 984 192
646 232 895
671 152 938
695 494 885
3,3%
1,9%
4,7%
1,6%
-0,9%
4,4%
3,6%
L’analyse pluriannuelle des valeurs brutes et nettes d’actifs permet de relever une hausse continue
depuis 2010, à l’exception des « autres ouvrages » dont les valeurs nettes comme brutes ont diminué
en 2013.
119
Les augmentations de montant des valeurs nettes sont plus marquées pour les ouvrages non
localisés financés en majorité par le concessionnaire ainsi que pour le réseau BT* qui a connu un
renouvellement plus important que le réseau HTA* en 2013.
VALEUR d'ACTIF BRUTE (€)
(Trav. Face)
(Trav. Face)
Ouvrages localisés
Réseau HTA
Réseau BT
Postes HTA/BT
Autres ouvrages
Total valeur brute des ouvrages
823 173 837
301 341 090
402 194 429
107 648 996
11 989 322
335 178 275
1 158 352 112
465 099 916
172 268 224
235 828 375
51 354 710
5 648 609
120 487 937
585 587 853
358 073 920
129 072 866
166 366 054
56 294 286
6 340 714
214 690 338
572 764 258
VALEUR d'ACTIF NETTE (€)
(Trav. Face)
(Trav. Face)
Ouvrages localisés
Réseau HTA
Réseau BT
Postes HTA/BT
Autres ouvrages
Total valeur nette des ouvrages
483 071 816
171 948 238
255 109 931
50 025 846
5 987 801
212 423 069
695 494 885
278 640 760
99 459 818
150 259 596
25 644 179
3 277 167
76 360 609
355 001 369
204 431 057
72 488 420
104 850 335
24 381 667
2 710 634
136 062 459
340 493 516
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.
120
Les valeurs brutes comme nettes du patrimoine des communes urbaines sont
supérieures à celles des communes rurales.
ainsi à peine
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)
121
SYNTHESE DU PATRIMOINE (k€)
2010
2011
2012
2013
Evolution
2013/2012
Valeur nette
Amortissement de dépréciation
Provision pour renouvellement
1 016 051
622 984
393 067
110 126
1 062 687
646 233
416 454
109 080
1 110 859
671 153
439 706
104 502
1 158 352
695 495
462 857
101 181
4,3%
3,6%
5,3%
-3,2%
Périmètre Total département 35
Montant (€)
Valeur nette
Amortissement
Provision pour
renouvellement
823 173 837
335 178 275
1 158 352 112
483 071 816
212 423 069
695 494 885
340 102 020
122 755 206
462 857 227
73 704 104
27 476 672
101 180 776
1 110 859 374
4,3%
671 152 938
3,6%
439 706 436
5,3%
104 502 441
-3,2%
Ouvrages localisés
Total valeurs 2013
Rappel valeurs 2012
Variation en %
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31B
Après une légère augmentation en 2009, des baisses de 1 % puis de 4,2 % et 3,2% ont marqué le
montant de provisions pour renouvellement en 2012 puis 2013.
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 2011.
122
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.
Ceci entraîne alors une baisse de l’amortissement et également des droits du concédant (voir
paragraphe suivant).
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).
Schéma représentant l’évolution de la valeur d’un bien pour lequel la date de
remplacement initiale a été reculée (Schéma 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.
123
Transformateur modèle H61 sur poteau de classe D, comportant 3 départs BT* torsadés
commune de Sens-de-Bretagne
Le comité syndical du SDE35 a dénoncé, lors du comité du 7 février 2013 ces principes à l’appui
d’une motion qui :
• conteste le changement unilatéral des pratiques comptables d’ERDF et le
prolongement de la durée de vie d’ouvrages, sans préavis ni concertation locale ou
nationale ;
• constate le manque d’information du concessionnaire vis-à-vis de l’AOD, les
initiatives d’ERDF qui bouleversent l’équilibre économique des contrats de
concession et qui auront un impact sur la qualité de distribution, ;
• demande plus de transparence dans les pratiques comptables, la transmission des
études techniques et statistiques qui ont conduit le concessionnaire à modifier ces
pratiques et une concertation préalable à toute éventuelle modification des
pratiques comptables.
Après ce comité, ERDF a présenté des éléments d’explication au Syndicat à l’appui d’une
présentation jugée non convaincante car :
• les études techniques ne prennent en compte ni l’environnement local des ouvrages
ni les spécificités de chaque typologie ou génération d’ouvrages. Les protocoles et
résultats relatifs aux études statistiques et techniques justifiant cette décision n’ont
d’ailleurs pas été fournis au Syndicat malgré une demande écrite,
• aucune explication n’avait été apportée jusqu’alors concernant la démarche
entreprise sans concertation ni information de la FNCCR* et/ou des Syndicats.
124
Le Président du SDE35 a par ailleurs alerté les parlementaires à ce sujet ainsi que Madame La
Ministre de l’Ecologie du Développement Durable et de l’Energie, à l’instar de la majorité des
Syndicats.
Cette dévalorisation du patrimoine comptable est également mise en valeur dans l’analyse des droits
du concédant et du ticket de sortie.
SYNTHESE DU PATRIMOINE (€)
(Trav. Face)
(Trav. Face)
1 158 352 112
695 494 885
462 857 227
101 180 776
585 587 853
355 001 369
230 586 484
29 272 464
572 764 258
340 493 516
232 270 742
71 908 311
Valeur nette
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 aucune provision pour
renouvellement pour les ouvrages des communes rurales construits par le Syndicat (réseau BT* et
postes HTA*/BT*).
Les droits du concédant intègrent notamment 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.
Montant (€)
Ouvrages localisés
Total valeurs 2013
Rappel valeurs 2012
Variation en %
Valeur nette
Amortissement
Provision pour
renouvellement
823 173 837
335 178 275
1 158 352 112
483 071 816
212 423 069
695 494 885
340 102 020
122 755 206
462 857 227
73 704 104
27 476 672
101 180 776
1 110 859 374
4,3%
671 152 938
3,6%
439 706 436
5,3%
104 502 441
-3,2%
Valeur de remplacement
Droit du concédant
1 135 077 061
381 873 787
418 918 804
1 553 995 865
1 501 408 815
3,5%
210 495 768
592 369 555
568 587 200
4,2%
Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31B
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…
125
SYNTHESE DU PATRIMOINE (k€)
2010
2011
2012
2013
Valeur nette
Amortissement de caducité
Provision pour charge future de
renouvellement
Valeur de remplacement
Droit du concédant
Evolution
2013/2012
1 016 051
622 984
393 067
1 062 687
646 233
416 454
1 110 859
671 153
439 706
1 158 352
695 495
462 857
4,3%
110 126
109 080
104 502
101 181
-3,2%
1 363 593
523 201
1 431 009
545 656
1 501 409
568 587
1 553 996
592 370
3,5%
3,6%
5,3%
4,2%
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.
126
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.
Durant les trois dernières années, les valeurs de remplacement constituaient un montant supérieur
de 34 à 36 % aux valeurs brutes initiales des ouvrages.
127
Le concessionnaire remet annuellement son bilan comptable dans le CRAC*.
Flux financiers de la concession
Produits détaillés (k€)
Recettes d'acheminement
Dont clients HTA
Dont clients BT ayant une puissance souscrite < 36 kVA
Dont clients BT ayant une puissance souscrite > 36 kVA
Dont Autres -
Recettes de raccordements et prestations
Dont raccordements
Dont prestation
Autres recettes
Chiffres d'affaires nets
Autres produits
Production stockée et immobilisée
Repriese sur amortissement et provisions
Autres produits divers
Charges détaillées (k€)
Consommation de l'exercice en provenance des tiers
Accès réseau amont
Achat énergie pour couverture des pertes sur le réseau
Redevance de concession
Autres consommations externes
Impôts, taxes et versements assimilés
Contribution au FACE
Autres impôts et taxes
Charges de personnel
Dotations d'exploitation
Dotation aux amortissements DP
Dotation aux provisions DP
Autres dotations d'exploitation
Autres charges
Charges centrales
Contribution à l'équilibre
Total des produits - charges
-
2011
2012
230 493
247 474
253 039
185 588
200 978
210 179
37 440
132 751
24 859
9 462
39 041
139 159
26 397
3 619
37 631
154 036
27 540
9 018
-
2013
-
11 614
13 148
11 151
8 328
3 286
9 835
3 313
7 844
3 307
5 206
202 408
28 085
5 515
219 641
27 833
5 646
226 975
26 064
19 385
7 558
1 142
18 989
7 591
1 252
17 241
7 617
1 206
214 782
223 926
226 470
122 221
127 106
126 047
55 999
26 221
2 452
37 548
59 845
27 151
2 120
37 990
61 468
25 719
2 760
36 100
9 507
10 345
10 647
4 914
4 593
5 449
4 896
5 384
5 263
31 745
40 433
34 614
41 239
35 320
44 183
23 473
3 855
13 105
25 012
4 359
11 869
24 297
4 332
15 554
4 712
6 165
4 200
6 422
3 905
6 368
1 826
13 884
1 410
22 147
-
3 657
22 912
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet CRAC_Pluri
Ce tableau souligne la bonne situation financière de la concession départementale : après une forte
augmentation du résultat en 2012, celui-ci s’est stabilisé en 2013 à 22,9 M€.
128
En 2013, et au niveau départemental :
 les recettes d’acheminement représentent 83 % des produits ;
 les recettes liées aux prestations assurées par ERDF (raccordement et autre) correspondent
à 4,4 % des recettes ;
 les redevances de concession R1 et R2 représentent 1,2 % des charges du concessionnaire et
la contribution au FACE* moins de 2,4 % des charges ;
 les dotations d’exploitation représentent 19,5 % des charges et les charges de personnel
15,6%.
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 2013 un montant
de 24 297 k€ en diminution de 2,3 % entre 2012 et 2013 ;
 des dotations aux provisions : cette charge représente la provision pour renouvellement, qui
s’assoit 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 moins de 1 % entre 2012 et 2013, avec un montant de
4332 k€ ;
 d’autres dotations d’exploitation : le concessionnaire malgré la demande du Syndicat dans le
cadre du rapport de contrôle 2008, n’a pas à ce jour apporté d’explications à celle-ci.
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.
129
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.
Redevance de concession
R1 en €
R2 en €
Montant de la PCT en €
Participation Article 8 en €
Contribution FACE
Redevance communale d'occupation du domaine public
2011
630 616
1 841 577
1 080 608
1 283 732
14 026 700
802 786
2012
646 097
1 473 558
1 148 347
981 462
9 517 000
812 301
2013
780 837
1 979 411
1 135 000
879 996
9 514 000
non communiquée
Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet CRAC_Pluri
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.
Cette ressource est caractérisée par une forte augmentation en 2013
- 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 2013 correspond aux travaux réalisés durant l’année 2011, durant laquelle le
volume de travaux a été nettement augmenté après un ralentissement en 2010 lié au contexte de
départementalisation, en cours de négociation avec le concessionnaire.
- 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 et le
Syndicat, tend à diminuer. Depuis 2011, elle est proposée aux projets d’enfouissement des lignes des
18 nouvelles concessions.
- 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
130
que « les Tarifs d’Utilisation des réseaux (TURPE*) couvrent une partie des coûts de raccordement à
ces réseaux ».
Après une nette augmentation entre 2011 et 2012 (+6 %), la PCT baisse en 2013 (-1%). Elle reflète un
ralentissement du dynamisme du développement sur le département.
131

Calendrier, complétude et cohérence des données
globalement satisfaisants
 Echelle des données : concession pour la majorité
d’entre elles
 Données élagage plus complètes
 Transmission des codes GDO*
 Transmission des critères B par commune
 Complétude des données concernant la qualité de
service, pour les réclamations en particulier
132
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.
Le calendrier de remises des données a été globalement suivi conformément à la demande du
SDE35, selon l’échéancier suivant :
1. fin Avril 2014 : remise des données patrimoine et techniques ;
2. fin Mai 2014 : remise des données relatives à la qualité de l’énergie ;
3. fin Juillet 2014 : remise des données comptables.
La date de remise de Compte-Rendu d’Activités du Concessionnaire n’a pas été modifiée (avant le 30
Juin de l’année n+1).
Le tableau ci-dessous présente les grandes étapes des échanges de données entre les
concessionnaires et le Syndicat :
Envoi par le SDE35 de la liste
des documents requis
Demande de report des
données de fourniture
Remise effective des données
Remise du CRAC*
Remises complémentaires
réglementaires
Demande complémentaire de
la part du SDE35 1
EDF
18/04/2014
ERDF
14/04/2013
Pour remise des données avant le
30/06/2014
Pour remise des données selon
échéancier ci-dessus
Le 18/04/2014 : pour remise le
15/07/14
10/07/2014
Non concerné
30/04/, 28/05/ et 11/07 selon
les 3 étapes présentées cidessus
Fin JUIN
09/05/2014 :
données
concernant
l’évaluation de la qualité selon le décret
2007-1826 et son arrêté d’application
Mail du 16/07/2014 : questions
sur incohérence et absence de
quelques données
13/06/2014 :
données
relatives
à
l’élaboration des PCET dans le cadre de
l’application du décret n° 2011-1554
Mail du 03/09/2014 :
- Ambiguïté de noms des postes dans les
fichiers B2-03 et B2-04
- Absence d’un champ concernant les
incidents exceptionnels dans les fichiers B402 et B4-03
- Absence d’un fichier Excel présentant le
133
critère B* réparti par commune (Carte
format PdF)
- Absence des puissances souscrites dans le
fichier C2-03
- Absence des codes GDO*
Réponses à la demande
complémentaire 1
Le 15/09/2014, explications
apportées
Le 17/09/2014, compléments
apportés à l’exception des
Codes GDO* et données
critères B, pour lesquels ERDF
maintient son refus
Demande complémentaire de
la part du SDE35 2
Mail du 07/09/2014 : questions
concernant le FSL, le TPN,
abonnements libre accès et les
coupures pou impayés
Mail du 24/11/2014 : demande
concernant le décret qualité :
indicateurs à remettre
Réponses à la demande
complémentaire2
Réponse le 03/11/2014
Envoi du tableau
correspondant le 24/11/2014
La liste des documents demandés au concessionnaire est identique à celle de 2013 à l’exception de :

Quelques fichiers demandés depuis plusieurs années, mais redondants avec des fichiers déjà
fournis. Ils ont donc été retirés de la liste.

pour EDF : demande des listes par commune des souscriptions et résiliations des Tarifs de
Première Nécessité (TPN*). Celles-ci ont été remises ainsi que les quantités d’électricité, le
montant d’acheminement et les puissances totales souscrites correspondantes.

pour ERDF : demande du niveau de rénovation des cabines hautes. Celui-ci, requis dans la
cadre de la mise en place du PCDMR (Programme Commune de Développement et de
Modernisation des Réseaux) a été apporté à une date ultérieure à la date requise et pour un
échantillon de 316 postes.
Le premier niveau de contrôle général, réalisé à la réception des fichiers, consiste à vérifier le
périmètre géographique des données.
Pour la seconde 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*.
134
L’ensemble des fichiers remis est présenté à l’échelle de la concession, à l’exception des informations
suivantes :

l’ensemble des indicateurs relatifs à la satisfaction clients à l’exception des clients particuliers
et professionnels ;

le taux de mise en service sur installation existante dans les délais standards et convenus et
le taux de résiliation transmis tous deux à l’échelle « ERDF Grand Ouest » ;

les indicateurs d’accessibilité de l’accueil « acheminement » et « raccordement électrique » :
échelle ERDF Bretagne.
L’ensemble des fichiers remis est présenté à l’échelle de la concession, à l’exception des
informations suivantes :

les indicateurs relatifs à la satisfaction clients aux Tarifs Réglementés de Vente fournis à
l’échelle de la région « Ouest » voire nationale ;

les indicateurs concernant l’accueil téléphonique, fournis à l’échelle nationale ;

les indicateurs présentant le service « Accompagnement énergie ».
Pour la première année, EDF a fourni à l’échelle de la concession le nombre de réclamations écrites
ainsi que les réclamations en instance d’appel et celles dont le traitement n’a pas dépassé les 30
jours. Le nombre de service « accompagnement énergie », a également fourni pour la première fois à
l’échelle départementale.
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 (Voir calendrier de remises des données 7.1.1).
135
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
Ambiguité dans le nom des postes
(doublons)
Retour d’ERDF
Fichier retransmis mais des
doublons subsistent
Absence d’un champ présentant
les incidents « exceptionnels »
associés à la tempête
Fichier retransmis avec les
éléments complémentaires
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 :
« 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. »
Fichier C2-03, contrat
par commune et par
type de tarifs
Fichiers présentant les
références des postes
de transformation,
départs, et postes
sources
Manquent les puissances
souscrites
Fichier retransmis avec les
éléments complémentaires
Pas de codification « GDO* » mais
seulement le nom littéral, souvent
en doublon ou erronés
=> Beaucoup de temps perdu par le
Syndicat pour l’identification et la
consolidation des données
Incohérence des données par
thématique pour le découpage
particuliers/professionnels
Pas de réponse apportée par écrit
B2-03 et B2-04
Liste des postes et
caractéristiques des
chutes de tension
B4-02 et B4-03
Fichiers des coupures
longues BT* et HTA*
Données réclamations
2012
Barème de valorisation
des remises gratuites
Demandé depuis plusieurs années
Fichier retransmis avec les données
corrigées
Il est important de noter que la
diagramme présenté dans le
rapport de contrôle 2012, page 20
est ainsi éronné
Refus persistant car considéré par
ERDF comme « Hors Champ de
Contrôle »
136
Dans le CRAC* 2013, certaines valeurs des données 2012 sont différentes de celles présentées dans
le CRAC* 2012 sans aucune explication. Le Syndicat a alors considéré que les dernières valeurs
fournies étaient les plus fiables.
Depuis 2013, des améliorations intéressantes ont pu être notées à la réception des fichiers : des
explications, agrémentées de graphiques, sont apportées en accompagnement des indicateurs,
maintenant présentées de façon presque généralisée à la maille concession.
Le Syndicat a pu noter de faibles écarts entre les données du CRAC* et celles remises dans le fichier
complet de données.
Quelques observations ont été transmises à EDF après une première analyse :
Données 2012 en
rappel aux données
2013
Données 2013 non
transmises en 2014
Remarques du Syndicat
Nombreuses de ces données
diffèrent des données 2012
fournies en 2013 dans le cadre du
contrôle de l’année 2013
Le
taux
d’interruption
de
fourniture à la demande du
fournisseur dont l’issue est le
paiement des dettes par le client,
le taux d’interruption de fourniture
à la demande du fournisseur dont
l’issue est la résiliation du contrat
Nombre de pénalités liées au nonpaiement
Nombre de contrats « Tempo »
Données clientèles concernant les
tarifs jaunes et verts
Retour d’EDF
EDF répond que les données 2012
transmises en 2013 ont été
fiabilisées après développement et
compléments du générateur de
données
Pas de retour
Indicateurs non disponibles en
2013
EDF continue de qualifier ces
données de «hors protocole » alors
que rien ne précise dans le
protocole qu’elles se limitent aux
seuls tarifs bleus
Le CRAC* 2013 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.
A quelques exceptions près, les données du document sont les mêmes que l’année précédente.
Néanmoins, quelques explications complémentaires ont été apportées notamment sur les
thématiques suivantes :
137



les éléments financiers de la concession (pages 65 à 69) et en particulier un point sur les
modes et durées d’amortissement ;
les modalités de traitement des réclamations, et notamment les différentes instances en
charge du traitement (page 107) ;
un focus sur la loi Brottes, page 117.
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 descriptifs physiques 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 ;
 par contre, les indicateurs concernant la qualité de service ne sont pas tous représentés à
l’échelle de la concession, mais à l’échelle de la région « ERDF Ouest » : c’est le cas du taux de
réclamations traités dans les 30 jours, et des taux de mise en service sur installation existante
dans des délais standards et conformes ainsi que le taux de résiliation dans des délais
standards et conformes ;
 le découpage thématique des investissements ne suit pas celui proposé dans le protocole.
A noter que ces remarques rejoignent pour partie celles déjà transmises au concessionnaire en 2011,
2012 ainsi qu’en 2013.
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 suivantes :
 les données relatives aux facturations et aux paiements, présentées à la maille
départementale, ne sont transmises que pour les seuls tarifs bleus ;
138

sont manquants les indicateurs suivants : le taux d’interruption de fourniture à la
demande du fournisseur dont l’issue est le paiement des dettes par le client, le taux
d’interruption de fourniture à la demande du fournisseur dont l’issue est la résiliation du
contrat.
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.
139
140
141
142
143

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

CMA : Clients Mal Alimentés

CRAC : Compte Rendu d’Activité du Concessionnaire

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)

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'Energie 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
144
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’Electricité.

OMT : Ouvrages 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 ».

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’Electricité. 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.

TURPE : Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Electricité. Il s’agit de la contribution payée par
les utilisateurs au titre de prestations d’acheminement sur leurs factures d’électricité. Celuici 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.
145

Ce rapport de contrôle a été présenté au Bureau syndical le 9

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