Repères et enjeux de la distribution d`électricité

Transcription

Convoi exceptionnel ERDF transportant un transformateur du poste source
de Courbevoie (92) jusqu’à la Porte d’Orléans à Paris
séminaire du 8 juin 2011
Repères et enjeux
de la distribution
d’électricité dialogue avec ERDF
investissements
des réseaux
en 2010
2,5
milliards d’euros
SOMMAIRE
Origine du projet et ambition de la rencontre
4
Olivier LANDEL
Délégué général de l’Association des communautés
urbaines de France
Anne LABORIE
Association des Maires de Grandes Villes de France
La distribution d’électricité en France : quelles évolutions ?
6
Philippe BEYVIN
Consultant – SEA
Ville d’aujourd’hui - ville de demain :
quels enjeux autour
des réseaux électriques ?
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Livier VENNIN
Délégué partenariats et territoires d’ERDF
Gilles BERNARD
Directeur du projet véhicule électrique d’ERDF
Gouvernances électriques locales : quelles solidarités entre territoires ?
38
Catherine HALBWACHS
Directrice des relations institutionnelles d’ERDF
Pierre SOULAIROL
Directeur concessions d’ERDF
Conclusion
Michèle BELLON
ERDF – Président du directoire
55
Repères
etet
enjeux
dede
la distribution
d’électricité I
dialogue
ERDF
Repères
enjeux
la distribution
d’électricité I
dialogueavec
avec ERDF
Origine du projet
et ambition
de la rencontre
Olivier LANDEL
Délégué général de l’Association des Communautés Urbaines de France
Nous nous retrouvons à l’invitation conjointe de l’Association des Maires
de Grandes Villes de France (AMGVF) et de l’Association des Communes de France (ACUF), respectivement représentées par Anne LABORIE
et moi-même. Cette demi-journée est basée sur un constat fait par les
élus et les groupes de travail depuis un certain temps. La question de
l’énergie devient de plus en plus prégnante au sein des grandes villes
et de leurs agglomérations, en même temps qu’elle évolue fortement,
du fait de la mise en œuvre de politiques de développement durable
(Agenda 21, de plans climat territoriaux, etc.) mais aussi des avancées
techniques et technologiques. Les enjeux de la distribution et de la production d’électricité deviennent ainsi un terrain de travail et d’échanges
de plus en plus important. Pour autant, l’impact de ces évolutions sur la
vie quotidienne des habitants et sur les responsabilités des gestionnaires
des grandes villes et agglomérations reste encore flou.
ERDF fait une analyse similaire en envisageant l’avenir de ses métiers. L’entreprise a donc proposé
à l’ACUF et à l’AMGVF de travailler ensemble sur ces sujets afin de déterminer les problématiques
futures. Il nous a semblé pertinent de commencer par établir un état des lieux des relations des
grandes villes et agglomérations avec ERDF avant d’engager un travail collectif. ERDF tient en effet
une place particulière auprès de ces collectivités et de l’ensemble des territoires français pour la
distribution de l’électricité. Cette demi-journée inaugure ainsi le début de nos échanges. Nous
souhaitons aujourd’hui dresser un état des lieux de la distribution d’électricité en France et des
perspectives envisagées par ERDF. Les élus et les techniciens des grandes villes et agglomérations
auront la possibilité de poser des questions sur les sujets actuels et futurs liées à leurs relations
avec ERDF.
Jacques DUFOSSÉ, d’Énergies Demain, jouera le rôle d’animateur et de questionneur. Spécialiste
des questions d’énergie, il nous apportera un certain recul sur ces sujets alors que nous-mêmes
sommes encore apprenants.
Philippe BEVIN, consultant SEA, fera un état des lieux de l’organisation de la distribution d’énergie
et en particulier d’électricité en France.
La première partie de la journée sera consacrée aux enjeux des réseaux électriques dans la ville
de demain. En particulier, Livier VENNIN présentera les enjeux analysés par ERDF. La deuxième
partie sera consacrée à la gouvernance électrique locale. Catherine HALBWACHS présentera
la façon dont la gouvernance et la distribution d’électricité fonctionnent aujourd’hui, et évoquera
les sujets de péréquation et de financement qui seront cruciaux pour les grandes villes dans
les mois et années à venir.
Michèle BELLON, Président du directoire d’ERDF, conclura. Son intervention pourra également
donner lieu à des échanges.
Nous vous proposerons ensuite de réfléchir ensemble à la façon dont nous pourrons poursuivre ce
travail, pour lequel de nombreux champs restent à explorer.
Anne LABORIE
Chargée de Mission à l’Association des Maires de Grandes Villes de France
Nous avons souhaité que le terme « dialogue » apparaisse dans le titre de la rencontre et nous vous
encourageons à y participer en posant des questions et en faisant part de vos observations sur la
situation actuelle et future de la distribution d’électricité en France.
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5
Repères et enjeux de la distribution d’électricité I
dialogue avec ERDF
La distribution d’électricité en France :
quelles évolutions ?
Philippe BEYVIN
Consultant – SEA
Quels sont les
fondamentaux de l’économie
concessionnaire dans l’électricité
?
Le système industriel actuel de distribution de l’électricité
est un service public local concédé à un opérateur historique
sur 95 % du territoire, les 5 % restant étant gérés par des
entreprises locales.
34 millions
de clients raccordés
au réseau
en
6
distribution d’électricité en France :
2010
Le système industriel de l’organisation de la distribution de
l’électricité repose sur une structure territoriale complexe
mettant en relation les communes, propriétaires des ouvrages,
et les opérateurs, à travers le contrat de concession –lequel
est co-porté par les gestionnaires de réseaux de distribution
et par les fournisseurs aux tarifs réglementés de vente. C’est
ainsi une relation tripartite qui s’établit, entre concédants,
concessionnaires et clients finaux. L’ensemble est encore
complexifié par la présence d’autres parties prenantes,
comme les institutions européennes et françaises pour l’aspect
législatif, mais aussi les acteurs de la régulation, dont la Commission de Régulation de l’énergie,
apparue avec l’ouverture des marchés à la concurrence. Par ailleurs, les réseaux requièrent des
investissements extrêmement lourds (2,5 milliards d’euros en 2010) et les acteurs de la filière aval
sont également à prendre en compte.
Les concédants sont propriétaires des réseaux, organisent le service public et investissent en tant
que maître d’ouvrage dans les zones rurales. Les concessionnaires exploitent le service public et
investissent en tant que maître d’ouvrage dans les zones urbaines. La distinction entre régime
urbain et régime rural reste la pierre angulaire du contrat de concession.
La cohésion territoriale est assurée par la péréquation tarifaire et financière. Elle repose sur un
tarif d’acheminement similaire sur l’ensemble du territoire, quelle que soit la catégorie d’usagers,
sans prise en compte de l’environnement (rural ou urbain), de la distance parcourue par l’énergie
et de l’âge des ouvrages. Le mécanisme principal est le Tarif d’Utilisation des Réseaux d’Électricité
(TURPE) auquel s’ajoutent deux mécanismes complémentaires : le Fonds de Péréquation de
l’Électricité (FPE) assure une compensation aux entreprises locales de distribution dont les coûts
sont au-dessus de la moyenne, tandis que le FACE est octroyé pour les investissements en zone
rurale.
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Cette organisation permet :
• une prise en charge de la péréquation par l’opérateur principal ERDF ;
• une mise en œuvre du principe d’égalité de traitement des usagers devant le service public ;
• la mise en place de mécanismes de redistribution du monde urbain vers le monde rural ;
• l’expression d’un instrument de la politique d’aménagement et de cohésion du territoire.
par l’existence d’Entreprises Locales de Distribution (ELD) sur le territoire de certaines communes.
Elles opèrent directement en régie, en SEM ou en SICAE issues du monde agricole (distribution sur
5 % du territoire français). Sur 85 syndicats, 43 sont aujourd’hui départementalisés au sens de la
concession de distribution et de fourniture et 14 sont en cours de départementalisation, soit par
création, soit par évolution.
Comment les acteurs ont-ils évolué
avec l’ouverture des marchés ?
Du côté des concédants s’opèrent un mouvement de départementalisation et une implication
croissante des communes, contrainte ou volontaire, sur la question de l’énergie. Les distributeurs
ont également évolué sous l’impact de l’ouverture des marchés.
La distribution publique de l’électricité se traduit localement par des concessions à des mailles
différentes : des mailles communales (pour les grandes villes notamment), intercommunales pour
certaines communautés d’agglomérations, syndicales et départementales (au sein de syndicats
départementaux d’énergie). Le Loiret et la Sarthe font figure d’exception, puisque la gestion y est
assurée par les Conseils généraux. Cette complexité de la maille des concessions est renforcée
L’évolution du rôle des communes : des mailles de concession qui ont évolué dans le temps
avec un mouvement de fond, la départementalisation.
Des collectivités aux concessionnaires : les principaux acteurs par niveaux
de délégations dans l’organisation territoriale de la distribution publique de l’énergie
Autorités concédantes
Délégation de la
compétence à une
structure
intercommunale
Transfert des compétences
Communautés
d’agglomération
SIE
Disparition progressive
Conseils
Généraux
Concessionnaires
et régies directes
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Régie directe
Poids dans
la distribution
Du côté des concessionnaires, l’activité reste en situation de monopole. De fait, l’ouverture des
marchés a plutôt eu des conséquences au niveau de la production et de la fourniture.
En matière de métiers, le mouvement de départementalisation a donné lieu à une évolution dans
la gestion de la relation contractuelle avec les concédants. En tant qu’opérateurs industriels, les
distributeurs ont également dû évoluer avec la création et l’animation de la gestion de la relation
avec le régulateur (la CRE) qui fixe le niveau de rémunération de l’activité (TURPE), l’optimisation
des coûts pour gérer la pression sur la rentabilité (externalisation et optimisation) et l’introduction
d’une approche financière dans la gestion des réseaux. En tant que prestataires de services,
les distributeurs ont eu à s’adapter et à réaliser de lourds investissements dans leurs Systèmes
d’Information. Ils ont également l’obligation de prendre en compte les évolutions du marché (MDE,
production décentralisée, innovations technologiques).
AOD de niveau
départemental
Loiret,
Sarthe
Concessionnaires
Ex. Grenoble,
Metz, Dreux,
Comar
Communes
Au-delà de leur rôle historique d’autorité organisatrice de la distribution publique d’électricité,
les communes s’impliquent de plus en plus dans le domaine de l’énergie. Elles sont aujourd’hui
présentes sur la production décentralisée d’énergies renouvelables, le transport, la distribution et la
fourniture au tarif réglementé de vente. Elles aménagent leur territoire et sont ainsi au cœur de la
mise en œuvre des plans Climat-Énergie et de l’Agenda 21. Elles sont régulatrices de la dimension
sociale et jouent un rôle dans les procédures d’accès à l’énergie et dans le Tarif de Première
Nécessité. Elles peuvent par ailleurs informer les utilisateurs sur l’ouverture des marchés et
l’efficacité énergétique. Elles sont enfin des consommatrices importantes d’énergie, consommation
d’énergie qui représente entre 3 et 6 % de leur budget de fonctionnement. D’abord dotées d’un
rôle d’autorité organisatrice de la distribution dans un système de l’énergie très centralisé, les
communes ont évolué ou sont contraintes d’évoluer sur les aspects d’efficacité énergétique et
d’ouverture des marchés, notamment.
Une modification structurelle est intervenue avec la séparation des activités des opérateurs
historiquement intégrés et la création d’entités indépendantes devant garantir à tous les fournisseurs
l’accès au réseau. Cela a eu des incidences de gouvernance, pour l’opérateur historique notamment,
avec la création d’ERDF, qui doit gérer une relation de filiale avec un actionnaire coté.
Évolution des acteurs
Ex. Lyon, Bordeaux, Marseille,
Montpellier, Nantes, Nîmes,
Perpignan, Rochefort
dialogue avec ERDF
85 syndicats
En régie
directe
EDF Branche Commerce / ERDF
Groupe EDF
ELD concessionnaires
(ELD communales,
syndicales, Sicae)
95 %
5 %
Quels sont les enjeux actuels de la distribution
publique d’électricité ?
Les enjeux actuels en matière de distribution publique d’électricité sont de trois ordres : qualité
et investissements, relations entre concédants et concessionnaires dans la perspective du
renouvellement des contrats de concession et adaptation aux innovations technologiques. Au-delà
de ces enjeux « métiers », des enjeux de gouvernance sont à prendre en compte dans la mesure
où, avec l’ouverture des marchés, la distribution n’est plus du seul ressort de l’ex-opérateur. Enfin,
se pose également la question d’une nouvelle organisation de la distribution.
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dialogue avec ERDF
La dégradation de la qualité des réseaux est un constat aujourd’hui partagé. De nombreux rapports
de la CRE et du Parlement en ont fait état. Cette dégradation est cependant à relativiser en
comparaison d’autres pays européens notamment. Par ailleurs, la diminution des investissements,
dans un contexte de fortes disparités régionales, doit également être prise en compte. L’enjeu
reste de garantir au distributeur des moyens suffisants pour investir sur le réseau de distribution
d’électricité. Les implications financières liées à cet enjeu sont conséquentes.
Des enjeux industriels se dégagent également autour des mutations technologiques et de
l’évolution du réseau. Au-delà de la prise en compte des usages du futur – le véhicule électrique,
par exemple -, la nécessité est établie de préparer le développement de nouveaux usages pour
répondre à l’essor de la production décentralisée à base d’énergies renouvelables. Le réseau sera
également conduit à évoluer prochainement avec la mise en place du compteur intelligent Linky et
le développement des smart grids.
Les concédants interrogent le concessionnaire de façon récurrente sur la qualité et les niveaux
d’investissements dans le réseau, ainsi que sur la transparence en termes d’information financière.
Leur réflexion s’inscrit dans un double contexte de renégociation des contrats de concession, dans
la perspective de leur renouvellement, et d’attentes croissantes des communes en matière de
territoire durable et de politique énergétique.
Un certain nombre d’acteurs prennent part à la distribution : les concédants, les concessionnaires,
EDF en tant qu’actionnaire du concessionnaire principal ERDF, l’État, la CRE (gestion de la
régulation), les fournisseurs, les producteurs (développement de la production à base d’énergies
renouvelables) et les clients finaux.
La distribution d’électricité reste un modèle industriel complexe avec des enjeux nationaux et une
multiplicité d’acteurs. Ce modèle repose sur une logique fondatrice de péréquation nationale qui
n’est pas remise en cause – il existe au contraire un consensus fort en faveur de sa pérennisation -,
mais qui devra évoluer dans son organisation.
Dans cette perspective, plusieurs acteurs comme la CRE ont lancé des pistes en appelant à
réinventer la gouvernance économique globale de la distribution. Certaines Autorités Organisatrices
de la Distribution (AOD) souhaitent avoir la possibilité d’exercer la gestion de la distribution en
direct (reprise en régie, en SEM, en SPL de la distribution publique de l’électricité). La question de
l’ouverture à la concurrence de la concession est également régulièrement évoquée.
Dans tous les cas, dix ans d’ouverture des marchés de l’énergie ont montré qu’il est nécessaire de
déconstruire des modèles économiques historiques, et que bien qu’en partie critiquable, le modèle
français reste performant. Avant de le repenser, il conviendra de soulever les bonnes questions.
374 000
nouveaux clients
raccordés en
2010
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11
dialogue avec ERDF
Questions
Réponses
André LAURENT, Ville de Chinon
Qu’entendez-vous par l’expression « certaines autorités organisatrices de la distribution » ?
Philippe BEYVIN, Consultant – SEA
Les syndicats d’énergie ont principalement évoqué cette possibilité ou formulé cette revendication.
André LAURENT,
La remise en cause de la péréquation nationale, en termes de tarif, et potentiellement de qualité de
service, me paraît constituer une menace.
Le système concessionnaire de l’énergie « à la française » est fondé sur le principe de péréquation
tarifaire et financière. Encore une fois, je ne pense pas que ce principe soit aujourd’hui remis en cause.
Néanmoins, le développement des différents scénarios d’évolution, et notamment l’ouverture à la
concurrence des concessions, soulève évidemment la question de la péréquation.
Jacques DUFOSSÉ, Directeur du développement – Energies Demain
Je souhaiterais développer le sujet des acteurs, au-delà des intégrateurs, des distributeurs et des
producteurs. De nouveaux thèmes sont apparus autour des marchés spot européens et des brokers.
Quelle est leur influence ? Le marché doit-il être régulé ? Laisse-t-on libre cours au marché ?
Je ne vois pas d’incidence directe sur la distribution de la présence des brokers.
De la salle
Dans le contexte de renouvellement des concessions dans les 5 à 10 ans à venir, quelles seront les
marges de manœuvre des collectivités puisqu’elles sont fortement encadrées par les principes de
péréquation et d’égalité de traitement ?
En 1992 / 1993, le pouvoir concédant a fait l’objet d’une évolution en raison de la mise en place d’un
contrat-type national négocié notamment par la Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et
Régies (FNCCR) mais je ne sais pas comment vont se passer les négociations. Un nouveau contrattype sera-t-il établi ? Si une modification du contrat s’impose, elle interviendra entre l’ex-opérateur
national et les associations représentatives des concédants. A mon sens, les marges de manœuvre
se négocieront au niveau national, comme cela a été le cas en 1992 / 1993, plutôt que localement,
concession par concession.
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13
dialogue avec ERDF
Pierre SOULAIROL, Directeur concessions d’ERDF
Nous entrons dans une période de renégociation. Un certain nombre de contrats arrivent à échéance
à partir de 2012, 2013 et 2014. Cela va ensuite s’accentuer puisque 100 contrats sont à renégocier
d’ici 2025-2026. Le système n’est pas contraignant mais assez encadré, avec l’existence, pour
assurer la distribution, d’un Gestionnaire de Réseau de Distribution (GRD) en situation de monopole.
Les collectivités ont donc l’obligation de négocier avec nous lorsqu’elles sont sur notre périmètre. Le
système est équivalent pour les Entreprises Locales de Distribution (ELD). Un contrat modèle a été
mis en œuvre en 1992 sur lequel ont été basés tous les renouvellements de contrats de cette période
(98 % des contrats).
La renégociation et la signature d’un nouveau contrat sont des moments importants, pour lesquels il
existe un cadre, mais aussi des marges de manœuvre comme l’illustre le cas du contrat de Paris. Il
s’agit cependant d’un cas particulier dans la mesure où ce n’était pas un contrat de modèle 1992.
Avec la fédération nationale des autorités concédantes, nous avons soutenu le contrat de 1992, et
nous travaillons déjà ensemble pour faire évoluer ce modèle afin de l’adapter aux nouvelles contraintes
de l’environnement (ouverture des marchés, investissements, raccordement des ENR, véhicules
électriques). De nombreux éléments sont ainsi porteurs d’évolution et nécessitent des discussions au
niveau national mais également, en partie, au niveau local.
Pierre VELSCH, Le Mans Métropole
Je viens d’un département qui fait figure d’exception dans la maille des autorités concédantes. Dans
la Sarthe, la ville du Mans est l’autorité concédante pour ce qui la concerne, et le Conseil général est
autorité concédante pour le reste du département. J’ai consulté mes collègues des villes de Tours (37)
et de Brest (29), où une départementalisation de la distribution est en cours. Tout le monde semble
être dans l’expectative, ce qui génère une situation de statu quo. Nous avons fortement résisté à la
pression des autorités locales, de l’État, voire du Conseil général sur la question d’un transfert de
l’autorité concédante au niveau du département. Les enjeux diffèrent certainement entre le monde
rural et le milieu urbain, mais j’aimerais connaître les réelles évolutions et tendances en la matière.
Depuis quelques années, le phénomène de départementalisation a effectivement pu être freiné dans
certains départements. Néanmoins, l’article 33 de la loi de 2006 et les fortes incitations de certaines
institutions (EDF) ont un rôle d’accélérateur. Il existe toutefois de fortes disparités d’un département à
l’autre, avec une opposition marquée, effectivement, entre l’urbain et le rural. La FNCCR a tendance
à encourager la départementalisation mais celle-ci concerne moins de la moitié des départements.
Dans de nombreux cas, – et notamment les départements qui abritent une ou des villes fortement
peuplées – la départementalisation n’interviendra probablement jamais. Par ailleurs, le poids croissant
des communautés de communes constitue un frein à l’extension de la départementalisation de la
distribution. Ayant un regard externe, je constate malgré tout une accélération du phénomène, mais
encore une fois, certains départements n’acquerront jamais le rôle d’autorité concédante pour la
distribution d’électricité.
14
Jean-Claude MILLIEN, ERDF Île-de-France
En tant que gestionnaire de réseau en Île-de-France, je peux dire qu’il apparaît des logiques
contradictoires entre les autorités concédantes, y compris dans un cadre urbain. Certaines d’entre
elles cherchent à se regrouper, d’autres non. Des dispositions législatives et des responsabilités locales
conduisent à considérer subsidiairement les intérêts de chaque acteur en fonction du contexte. En Ilede-France, par exemple, les autorités concédantes locales ne sont pas favorables au regroupement.
Enfin, j’estime que la question des brokers n’aura de sens que lorsqu’un signal tarifaire existera pour
le gestionnaire de réseau. Ce n’est pas le cas actuellement.
Frédéric MABILLE, Communauté Urbaine de Dunkerque
Le modèle d’organisation actuel est en place depuis 70 ans, et de nouveaux acteurs se sont ajoutés
au fil des années. La question de l’échelle territoriale pertinente n’a pas été abordée. À quel échelon
doit-on accorder la compétence en matière de distribution d’électricité et de gaz naturel ? Je considère
évidemment que les communautés urbaines et les communautés d’agglomérations doivent être les
autorités concédantes, parce qu’elles font le lien avec les plans Climat, et permettent de mobiliser les
territoires de certaines agglomérations pour les mener à bien.
Veillons à ne pas être trop technocratique lorsque nous parlons d’investissements, de réseaux et de
qualité. Il faut avant tout prendre en compte les besoins des usagers. Avec l’ouverture des marchés
nous devrons répondre à des demandes d’information de leur part. Les citoyens des agglomérations
vont se sentir perdus au milieu des nombreuses offres commerciales qui leur seront présentées. Le
service public doit être présent pour répondre à ce type d’interrogations. Nous informons à travers des
« espaces info énergie », et nous exerçons aussi le métier de la distribution d’énergie.
Une communauté urbaine ou une communauté d’agglomérations est avant tout un outil d’aménagement
du territoire. Notre valeur ajoutée est d’allier l’aménagement du territoire, la distribution d’énergie
et ses enjeux (les besoins nouveaux notamment) avec l’économie globale du concessionnaire qui
supporte des coûts très lourds. Un des métiers futurs consistera à s’appuyer sur l’économie du contrat.
Il reste des progrès à faire, de la part d’ERDF notamment, sur la transparence (calculs d’approximation
à l’échelle du territoire) mais s’appuyer sur l’économie du contrat permet de définir des politiques
d’efficacité énergétique. Les usagers attendent des interlocuteurs capables de leur parler de réduction
de facture et de consommation.
15
dialogue avec ERDF
Le département a bien évidemment sa place mais je crois qu’il faut dépasser la confrontation milieu
rural/milieu urbain. L’organisation actuelle présente des inconvénients mais aussi des avantages ; elle
a sa pertinence, son efficacité. Les territoires sont riches d’intelligence et un débat devra avoir lieu au
sein de l’ACUF et de l’AMGVF. Je constate une tendance à la départementalisation mais pour ma part,
je n’en comprends pas l’intérêt. Je crains la mise en place de concessions régionales, interrégionales,
qui aboutiraient, dans 15 à 20 ans, au maintien d’un nombre réduit d’autorités concédantes.
Les communes et autres collectivités locales ont la compétence pour agir dans ce domaine qui porte
des enjeux territoriaux essentiels. Des politiques sont déjà engagées. Je travaille moi-même sur une
politique de 3×20 à Dunkerque et j’ai besoin du réseau pour m’y aider car le délégataire doit lui aussi
appliquer des politiques énergétiques locales. Nous avons besoin de ce système pour aboutir.
Le modèle est effectivement ancien. Cette demi-journée vise à décloisonner le débat entre les
concédants et les concessionnaires. La CRE a appelé à une évolution de la gouvernance, ce qui
montre que le temps de la discussion est venu. Nous ne sommes plus dans un modèle hypercentralisé
et le schéma des parties prenantes montre la diversité des intérêts.
La péréquation tarifaire, avec un transfert au niveau national, a ses avantages et ses inconvénients. En
l’occurrence, l’unicité du prix ne permet pas de développer de l’intelligence territoriale en agissant sur
d’autres leviers, comme la réduction de la consommation ou le développement d’autres technologies.
Je ne suis pas décideur mais technicien, mais je pense qu’il convient de tenir ce débat.
La péréquation reste un dispositif associé à un vrai choix de société.
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17
dialogue avec ERDF
Ville d’aujourd’hui – ville de demain : quels enjeux
autour des réseaux
électriques?
Livier VENNIN
Délégué partenariats et territoires d’ERDF
Mon objectif est un peu particulier puisqu’il s’agira de
travailler sur l’imaginaire du réseau électrique dans la
ville. Gilles BERNARD est directeur du projet véhicule
électrique d’ERDF, un sujet que nous développerons
certainement tant il est caractéristique de l’imaginaire
de la ville.
travailler sur
l’évolution
du réseau
électrique
dans la ville
18
Ville d’aujourd’hui – ville de demain :
quels enjeux autour des réseaux électriques ?
Lors de ma prise de fonction, j’ai eu l’occasion de me
déplacer sur le terrain et de rencontrer des contremaîtres qui me présentaient leur territoire avec un regard
étonnant. Ils ne mentionnaient pas les noms des villages ni les bornes kilométriques mais parlaient du « poteau H61 », du poste source, etc. Leur vision topographique du territoire se faisait ainsi autour de ce genre
de considérations.
Par ailleurs, un grand-oncle m’avait appris qu’il avait
exploité des réseaux électriques avant la Seconde
Guerre Mondiale, à l’époque où EDF n’existait pas, et
il m’a demandé : « tu as combien de poteaux ? ». La
notoriété sociale de la fonction d’exploitant dans les
compagnies d’électricité se mesurait ainsi au nombre de poteaux.
Cette représentation est complètement désuète et disparue, mais elle renvoie à un imaginaire fort
de ce qu’a été le réseau électrique dans la ville.
Pour ma présentation, je me suis appuyé sur un numéro publié il y a trois ans dans les annales de
la recherche urbaine et intitulé La ville dans la transition énergétique. C’est un travail de très grande
qualité auquel ERDF n’a pas contribué. L’ouvrage ne peut donc pas être considéré comme partial.
Seules quelques questions nous ont été posées pour illustrer les articles. Les propos que je citerai
n’engagent que leurs auteurs mais ils caractérisent assez bien le processus de transformation en
cours dans l’espace-ville. Processus que je vais vous illustrer sous huit angles différents
19
La ville
dialogue avec ERDF
dans la transition énergétique
« Le développement urbain fondé sur la voiture et l’électricité a organisé une homogénéité de genre
de vie qu’aucune société n’avait connue par le passé ». Je laisse à son auteur la responsabilité de
ces propos mais il est facile de faire un lien avec la ville lumière ou avec l’exposition universelle de
1900. Pour ce qui est de l’avenir, la ville qui se transforme sous nos yeux sera-t-elle homogène ?
Nous avons récemment rencontré un chercheur du PUCA qui théorise la morphogenèse de la ville.
Il est certain que les réseaux électriques ont disparu des représentations collectives dans la ville. On
y pense uniquement lorsqu’une panne se produit, c’est-à-dire quand la question de la résilience ou
de la dépendance des habitants à l’usage électrique est posée. Cependant, ces sujets se font jour
à nouveau, on assiste à une ré-émergence des questions qui y touchent.
Infrastructures
et planification urbaine
La planification urbaine constitue le premier grand thème de réémergence. Nous en avons fait les
frais avec la loi SRU qui a instrumentalisé les infrastructures pour lutter contre l’étalement urbain
et a remis au goût du jour la question des infrastructures électriques dans le dialogue entre nos
interlocuteurs et vos collectivités. C’est une tendance passée mais aussi présente et future.
La question des infrastructures est également réapparue autour du Programme National de
Rénovation Urbaine (PNRU). Je me suis longuement entretenu avec André LAFARIE de la
communauté urbaine de Bordeaux sur ce sujet. Nous avons également eu l’occasion d’en discuter
au sein de la commission urbanisme de l’ACUF. Il existe ainsi un dialogue sur ce thème au-delà
des contentieux et des difficultés de positionnement ; il convient de l’enrichir dans le cadre de la
réflexion sur l’aménagement du territoire.
« Le bâtiment à énergie positive pourrait confirmer le réseau électrique dans son rôle de vecteur de
solidarité ». Je ne suis pas sûre de comprendre cette phrase mais il est certain que lors du Grenelle
de l’environnement, le bâtiment à énergie positive a souvent été évoqué.
Différentes écoles s’opposent sur la question du fait urbain : ville compacte (lutte contre l’étalement
urbain) contre ville archipel ou ville « grumeau » (raccordements autour de systèmes sanguins
centraux que sont l’eau, l’électricité et les routes).
Si je ne sais pas aujourd’hui répondre à la question de la place du réseau électrique dans la ville de
demain, il est sûr qu’une dynamique nouvelle est en train de s’opérer dans ce domaine.
Réseau arborescent et maillé/Réseau
multidirectionnel
Nous n’avons plus à l’esprit la façon dont le système s’est originellement construit. Or il s’est créé,
au 20ème siècle, sous forme de puzzles autour de vallées et de villes. Bourganeuf dans la Creuse a
ainsi été la première ville à être entièrement électrifiée en 1886. Le système est devenu support
multiple en s’agrégeant. Il a développé les fondements que sont l’intégration, l’équité d’usage et
la péréquation tarifaire.
La réémergence actuelle de la réflexion autour des questions de distribution d’électricité tient au
fait que ce modèle dont nous sommes les héritiers évolue, le réseau électrique devenant un support
multiple d’échanges. Nous découvrons qu’il existe une solidarité à affirmer entre la production et la
consommation qu’il nous faut maîtriser.
Climat
et énergies renouvelables
La question des énergies renouvelables émerge et est extrêmement structurante. Ces énergies
ont un atout considérable puisqu’elles sont naturelles et propres. Leur modèle économique reste
néanmoins encore à stabiliser, comme l’a montrée la bulle photovoltaïque qui a occupé la scène
politique et médiatique des derniers mois. Elles caractérisent le premier acte de la réappropriation
du sujet de l’énergie par les penseurs de la ville. Cela constitue une bonne nouvelle dans la mesure
où elles insitent à une responsabilisation des acteurs.
La question de l’autonomie est présente en filigrane même si elle n’est pas propre à l’énergie.
L’autonomie participe de la responsabilisation mais elle induit également des contraintes techniques
(variabilité de la production, courbe de charge et modalités de stockage, contraintes financières liées
à une forte augmentation de la capacité des réseaux électriques). À quel point le désir d’autonomie
dans la ville de demain est-il compatible avec la ville réseau ou la ville continuité ? Il est difficile de
répondre mais la question du vivre ensemble se pose également dans le domaine de l’électricité.
Vous êtes ainsi confrontés à la problématique de la ségrégation spatiale dans vos villes.
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Lutte contre
le réchauffement climatique
Au-delà de l’autonomie se pose la question de la maîtrise des usages énergétiques qui est facteur
de solidarité ; en effet, du comportement individuel découle un destin collectif. Elle suppose
néanmoins une maîtrise des données et des informations de consommation et c’est pourquoi nous
discutons avec vous autour des décrets du Grenelle de l’environnement. Ce dialogue est compliqué.
La propriété des données n’est pas en cause même si ce peut être un aspect essentiel d’un point
de vue politique. La difficulté tient plutôt aux capacités de nos Systèmes d’Information à produire
des données agrégées sur les périodes et les mailles qui correspondent à vos besoins.
La généralisation de Linky pourrait conduire à un renversement de perspective, avec une ouverture
à l’univers de traitement des données massives dans un contexte d’open data.
dialogue avec ERDF
Ville vulnérable
Le thème de la ville vulnérable est rarement traité mais l’évocation de Katrina et de la NouvelleOrléans permet d’en comprendre la portée.
Michel LUSSAULT, Président du PRES de Lyon et théoricien de la ville vulnérable, exprime l’idée selon
laquelle les métropoles mondiales n’ont jamais été aussi puissantes alors même que leur risque de
vulnérabilité n’a jamais été aussi fort. Cela justifie les réflexions sur la gestion des risques et l’élaboration
de Plans Communaux de Sauvegarde, de Plans de Prévention du Risque Inondation (PPRI)...
Klaus ne concernait pas les villes mais la forêt des Landes. L’exemple est néanmoins intéressant
puisque le travail mené depuis 18 mois avec la Direction de la Sécurité Civile porte sur l’interdépendance des réseaux assurant les fonctions vitales. Cette question est extrêmement présente dans
les métropoles et constitue un champ à explorer de façon commune.
Véhicules électriques
La réémergence se manifeste également sur les questions de mobilité et de véhicules électriques.
L’infrastructure la mieux pensée dans la ville est probablement celle qui concerne la mobilité, en
raison de la qualité d’acteurs comme le Groupement des Autorités Responsables des Transports
(GART) ou l’institut pour la Ville en mouvement. La mobilité apparaît ainsi comme la thématique la
mieux pensée dans le cadre du concours d’architecture du Grand Paris.
La mobilité électrique constitue un nouveau champ important pour les villes comme en atteste le
récent Livre vert sur les infrastructures de recharge pour les véhicules décarbonés. Leur intérêt
déborde le périmètre de celles qui furent signataires de la charte du 13 avril dernier.
Smart grids
Les smart grids constituent l’espace de rêve le plus affirmé avec un couplage entre les réseaux
numériques et électriques. Ils ne rendront cependant pas nécessairement les réseaux électriques
plus intelligents dans la mesure où ils le sont déjà, avec leur fonction « d’auto-cicatrisation », par
exemple. Ils permettront cependant une modernisation des services publics dans la ville puisque
celle-ci pourra s’appuyer sur une communication avec de multiples objets diffus. La généralisation et
le développement de ces smart cities est complexe. Elle suppose l’essor d’éco-quartiers, aujourd’hui
parcellaires, et renvoie à la complexité des modes de gestion de projets que le PNRU aborde.
Dans les pays scandinaves et germaniques, la place des opérateurs d’infrastructures commence
à remonter la chaîne en amont, dans une logique d’anticipation des projets. Le « préaménagement » est une question d’avenir importante. Au-delà, c’est la gouvernance des grands
projets d’aménagement qui est en jeu. La distinction classique entre maîtrise d’ouvrage et maîtrise
d’œuvre est vouée à évoluer. De nouveaux types de rapports avec les aménageurs urbains et les
habitants doivent être pensés au travers des notions de prescription, de coordination, d’agrégation
de compétences, de sensibilisation citoyenne et d’évaluation des résultats.
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23
Gilles BERNARD
Directeur du projet véhicule électrique d’ERDF
Nous sommes aujourd’hui très mobilisés autour
de la thématique du véhicule électrique, avec,
en perspective, un déploiement massif du fait de
l’électrification des transports individuels. L’enjeu,
pour ERDF, consiste à déterminer si le véhicule
électrique est ou non une affaire d’électricien…
C’est ainsi, tout du moins, que le problème est
souvent posé ; or il me semble qu’il devrait être
abordé autrement. Nous devons en effet atteindre
un objectif éco-environnemental et d’efficacité
énergétique. Notre travail ne consiste donc pas
uniquement à installer des prises de courant pour que
les gens puissent utiliser des véhicules électriques
dans de bonnes conditions. Il faut replacer le projet
dans une vision politique de la ville en matière de
transport et de déplacement à la maille de la ville,
afin d’organiser efficacement le système du véhicule électrique et sa recharge. Il est nécessaire
de planifier et d’organiser le déploiement sous l’autorité des collectivités et d’engager un dialogue
avec l’ensemble des acteurs concernés (électricité, transport, stationnement, etc.). Le véhicule
électrique est l’archétype d’une nouvelle conception des réseaux électriques dans la ville.
Nous devons concevoir la smart city, et tenir compte, par exemple, de la nécessité d’associer
les prises de recharge avec des places de stationnement. Plus généralement, la question de
l’emplacement des prises de recharge doit être mise en relation avec l’ensemble des modes de
transport individuels et collectifs.
Le projet de développement du véhicule électrique se fait dans un monde nouveau et décloisonné
où les acteurs travaillent de concert. Il s’agit d’adopter une nouvelle conception des réseaux
et des services dans la ville. Les nouvelles technologies vont en effet permettre de créer des
réseaux d’échange d’informations, de communication et d’intelligence novateurs. La question du
réseau électrique et son aménagement en fonction des énergies renouvelables ou des véhicules
électriques pourra être résolue par une approche politique globale des services publics dans la ville,
en respectant une logique d’interactions. Cela suppose d’organiser le mouvement en modernisant
notamment les services.
Le smart grid constitue une modernisation du réseau électrique qui permet également de créer une
intelligence nouvelle grâce à la communication des services entre eux. Le développement de la smart
city permettra ainsi d’obtenir une efficacité accrue de l’éclairage public grâce à la communication
avec les informations de fréquentation des quartiers et les informations météorologiques. L’objectif
final est ainsi d’améliorer l’ensemble des services rendus au public.
24
dialogue avec ERDF
Questions
Réponses
Nicolas DESCHAMPS, Communauté Urbaine Nice Côte d’azur
Nice a lancé la première phase du déploiement de véhicules électriques en autopartage début
avril. Notre délégataire a des relations privilégiées avec le distributeur pour installer les bornes
de recharge. Notre système mutualise systématiquement les points de livraison. Chaque station
comprend trois bornes pour les véhicules en autopartage et deux bornes de recharge pour le
grand public. Nous comptons aujourd’hui 700 abonnés au service Auto Bleue et deux abonnés à
la recharge en ville. Malgré ce projet, nous sommes en retard par rapport aux préconisations du
Livre vert, selon lesquelles les collectivités de la taille de Nice devront disposer de 150 bornes à
la fin de l’année 2011. Au terme du déploiement d’autopartage, nous aurons installé 140 bornes
destinées au parc privé (70 stations dotées chacune de deux bornes). Conformément au Livre vert,
nous envisageons désormais le déploiement d’un parc de bornes de recharge indépendant du
service d’autopartage.
S’il donne quelques pistes, ce Livre vert soulève aussi de nombreuses questions. La contribution
d’ERDF, par exemple, devrait se traduire par la mise en place d’outils, de diagnostics, de systèmes
de modélisation et la capacité du distributeur à participer à la discussion. Or la réflexion de mes
interlocuteurs au niveau local n’est pas si aboutie.
Jean-Patrick MASSON, Communauté d’Agglomération du Grand Dijon
L’agglomération dijonnaise a la compétence en matière de distribution et de production
énergétiques. Je réfléchis sur l’énergie en général et pas spécifiquement sur l’électricité. Les
collectivités territoriales ont besoin de visibilité sur l’ensemble de la problématique, ce qui me
conduit à formuler deux observations. D’abord, la durée du contrat-type est excessive au regard
des mutations constatées depuis le contrat précédent. C’est un aspect que nous prendrons en
compte lors du renouvellement. Ensuite, les collectivités territoriales lancent des plans climat, ce
qui pose la question de l’accès aux données, puisque leur disponibilité est actuellement quasi
nulle. C’est un problème majeur dans le cadre d’un pilotage global prenant en compte toutes les
énergies. Les nouveaux contrats devront rendre obligatoire la fourniture de données suffisamment
précises pour que nous puissions gérer les plans climats, par exemple.
Je m’interroge en outre sur la voiture électrique puisque son déploiement pose la question de
la gestion des pointes de production et de distribution en périodes hivernale ou estivale. C’est
un problème majeur puisque les insuffisances du réseau sont déjà régulièrement évoquées. Je
suis moi-même ponctuellement confronté au problème des pompes à chaleur. Nous avons des
difficultés lorsqu’il y a un appel de puissance. J’imagine facilement la situation lorsqu’un ou deux
millions de véhicules électriques seront en circulation. Je me pose également la question de savoir
si les investissements pour les véhicules électriques et les infrastructures doivent être réalisés par
les collectivités locales. En effet, jusqu’à présent, les collectivités locales ne finançaient pas les
stations-services.
25
dialogue avec ERDF
Enfin, je ne vois pas l’intérêt de Linky pour le consommateur mais je pressens en tout cas des
difficultés d’explication. Les informations contenues dans votre plaquette me semblent d’ailleurs
insuffisantes. Le consommateur s’adressant prioritairement au maire de la commune et à la
collectivité territoriale, il existe donc un réel problème quant à la gouvernance de ce dossier.
Mathieu NEAU, ville de Lille
La question des données est effectivement importante. Un projet de décret est actuellement
en cours à l’initiative d’un élu lillois. Je me demande pourquoi le processus a été si long. La
transparence est réellement un enjeu primordial car plus la lisibilité sera grande, plus il sera facile
de comprendre les clivages entre territoires communaux et départementaux. Avec une maille très
large, il est difficile d’apporter de la visibilité sur les plus petits échelons. Nous l’observons d’ores
et déjà dans le domaine de la péréquation nationale : les discussions avec ERDF sur le pilotage des
investissements sont quasiment inexistantes.
Je pense que le rôle des collectivités locales est aussi de responsabiliser les usagers sur les appels
de puissance. Des puissances énergétiques sont disponibles à des moments de la journée ou de
l’année. Nous pouvons les utiliser, en optimisant la distribution et la production lors des temps
morts notamment. Nous pouvons par exemple envisager de recharger les véhicules électriques
la nuit lorsque les foyers ne consomment quasiment pas d’électricité. Les collectivités locales et
les AOD ont un travail conséquent à faire sur l’usage des bornes électriques et leur réglementation.
La question est néanmoins de savoir si les collectivités locales seront associées à la décision ou si
celle-ci sera prise au niveau national.
Sébastien RIERA, ville de Clermont-Ferrand
La taxe locale d’électricité a été modifiée pour devenir la Taxe sur la Consommations Finale
d’Électricité (TCFE). Nous avons besoin de données de contrôle par rapport à cette taxe, ce qui
n’est pas du tout le cas aujourd’hui. Il nous est difficile de repérer les opérateurs présents sur le
territoire alors que ces informations devraient, selon la loi de 2004, être fournies par ERDF. Nous
n’avons aucune donnée sur la facturation d’ERDF aux fournisseurs ni sur la consommation. De ce
fait, il est difficile de chiffrer le montant de la taxe revenant à la collectivité.
Sur le sujet des courbes de charge, il faudrait déterminer l’usage de l’électricité. Le chauffage
électrique se développe toujours aujourd’hui. Quel est le rôle des collectivités et d’ERDF en la
matière ? Les collectivités subissent un coût en termes de renforcement de réseau mais
l’ensemble de la population est affectée par ces centrales de production de pointe et l’impact
environnemental.
Les débats évoqués ne concernent pas exclusivement ERDF. Nous avons pour objectif de servir le
client et de répondre aux demandes des pouvoirs publics. Le développement du véhicule électrique
est aujourd’hui une volonté politique, au plan national comme au plan mondial. Un fort mouvement
d’impulsion a été donné par l’État français, avec un objectif consistant à « décarboner » les transports
grâce à l’électrification des déplacements et à l’usage de voitures individuelles. À la décarbonation
s’ajoute la problématique des pollutions microparticules. ERDF ne fait donc que répondre à cette
volonté politique en accompagnant l’État et les collectivités dans l’organisation de ce projet qui
comporte également un volet industriel (emplois, politiques des constructeurs automobiles).
L’État a décidé que les collectivités locales devraient organiser cette électrification des transports
individuels. Elles se sont vues confier un pouvoir facultatif pour aider au démarrage dans un contexte
d’insuffisance de l’initiative privée dans l’installation de bornes de recharge publiques. L’ADEME,
aidée de nombreux spécialistes, fait de savants calculs économiques et environnementaux afin
de déterminer les avantages et les inconvénients du dispositif et de dresser un bilan global du
véhicule électrique en termes de coût et d’impact environnemental. Les travaux ne sont pas
encore finalisés mais, d’après ce que j’ai appris lors de divers échanges, le véhicule électrique a
un avantage économique global pour la collectivité (santé, soins, environnement). Il est cependant
économiquement pénalisant d’un point de vue individuel : transformer un véhicule thermique en un
véhicule électrique coûte cher. Il est donc nécessaire d’accompagner le mouvement de démarrage.
C’est la raison pour laquelle l’État a mis en place un dispositif de financement pour aider les
collectivités dans cette mission.
La question que vous posez porte sur la façon dont on agit de façon adaptée aux enjeux présents et
futurs (production de pointe, coût, impact environnemental). Certaines villes comme Nice ou Paris
sont réticentes à ajouter des véhicules électriques aux embouteillages actuels. Cette préoccupation
est légitime. Nous pouvons donc utiliser la voiture électrique pour revoir la vision historique du
véhicule individuel et développer l’autopartage. Nous souscrivons à ce projet qui nous facilite le
travail. Il est plus aisé d’adapter le réseau et de répondre à des besoins prévisibles que d’installer
des bornes un peu partout et sans réelle réflexion, à la demande d’une collectivité. Nous aurons des
difficultés à renforcer des réseaux là où des bornes auront été installées sans que leur usage n’ait
été prévu. Cela nous demanderait d’investir lourdement pour palier une utilisation simultanée de
toutes les bornes, ce qui serait un gaspillage financier. Nous devons donc faire en sorte que le projet
soit porté par les pouvoirs publics dans des conditions économiquement viables. Investir dans les
Gilles BERNARD, Directeur du projet véhicule électrique d’ERDF
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réseaux a un impact financier mais aussi environnemental (tranchées, utilisation de plastique ou
des métaux, etc.). Nous devons adopter une logique d’optimisation.
La question des pointes est prioritaire et nous l’avons longuement traitée dans le Livre vert. Nous
préconisons une solution simple et immédiatement disponible : le rechargement de nuit sur le lieu
de stationnement. Elle permet de répondre à 95 % des besoins puisque 90 % des déplacements
individuels sont largement inférieurs à l’autonomie du véhicule. La prise de courant doit être asservie
à l’apparition du signal heures creuses réglé par le distributeur dans un cadre national mais aussi
localement en fonction de la charge du réseau d’énergie. Une fonction smart grid existe déjà. Des
fonctions astucieuses permettent par exemple de décaler la recharge afin d’éviter que la puissance
souscrite ne soit dépassée. Cette solution est appelée à se moderniser. Le développement des
smart grids permettra de disposer de fonctions plus flexibles, plus souples et plus fines pour
assurer la régulation des recharges. Bien sûr, les constructeurs automobiles et les utilisateurs
potentiels souhaitent pouvoir utiliser leur véhicule chargé quand ils le désirent. Il faut intégrer une
vision service du client à la vision quelque peu technocratique que je viens de décrire. Nous devons
satisfaire le besoin de déplacement des utilisateurs. Nous pouvons ainsi imaginer d’ajouter une
fonction marche forcée à l’asservissement à l’apparition du signal heures creuses pour les cas
exceptionnels. Cela va dans le sens d’une minimisation des coûts de renforcement et vise à éviter
d’accroître les problèmes de réseau et notamment la pointe nationale.
Olivier LANDEL
En France, l’intervention de l’État est forte en matière de développement industriel du véhicule
électrique. Les communautés urbaines et les maires de grandes villes ont travaillé sur ce sujet
depuis plusieurs années. Notre vision du véhicule électrique se décomposait en trois temps.
La première phase consistait à remplacer le parc de véhicules des collectivités locales. Nous nous
sommes engagés sur le développement d’un achat groupé de véhicules électriques. Certaines
initiatives n’ont pas abouti en raison d’une insuffisance de l’offre. Le projet a été relancé, en
partenariat avec La Poste et d’autres grandes entreprises. L’UGAP a été mandatée pour l’achat
groupé de 50 000 véhicules électriques. Nous sommes aujourd’hui à la fin de la phase de dialogue
compétitif avec l’essai de prototypes. Les premiers véhicules devraient être livrés d’ici la fin de
l’année 2011. La question de l’aménagement des réseaux ne s’est pas vraiment posée puisque
l’objectif était de recharger le véhicule à son emplacement, la nuit et dans la collectivité.
La deuxième étape concerne les « transports collectifs individualisés », en lien avec les villes
et agglomérations. Il s’agit de mettre à disposition des usagers des véhicules électriques
en complément de l’ensemble de l’offre de transport, et dans une logique de cohérence avec
l’aménagement du territoire.
Au départ, nous n’avions pas imaginé un rôle plus large de généralisation et de déploiement du
véhicule électrique individuel. Notre vision s’est heurtée à la volonté politique d’un développement
de la filière du véhicule électrique en France. Le mouvement s’est accéléré alors que nous
n’imaginions pas que cette troisième phase serait de la responsabilité des collectivités locales.
Des demandes nous sont adressées pour que nos villes soient équipées de bornes de recharge
alors que nous ne connaissions pas vraiment les attentes, l’usage et la disponibilité des véhicules
à terme. Les 50 000 véhicules commandés représentent à peu près la totalité de la production,
probablement saturée pour quelques années. Je me demande si une pression trop forte n’est pas
mise sur les collectivités locales pour qu’elles installent des bornes de recharge alors que leur
usage risque d’être faible dans les prochaines années.
28
dialogue avec ERDF
De la salle
La Loi Grenelle 2 donne la possibilité, et non l’obligation, aux collectivités de mettre en place des
installations de recharge des véhicules électriques sur l’espace public en cas de carence du privé.
La carence du privé signifiant que l’activité n’est pas rentable, il est normal que l’État prévoie des
financements. Peut-on avoir des détails sur ces financements ?
Le programme du Grand Emprunt comprend un chapitre consacré aux véhicules du futur. Il se traduit
notamment par des subventions à l’installation d’infrastructures de recharge publique à l’initiative
des collectivités déclinées en deux volets : d’une part l’appel à projets « Villes de Demain », porté
par la Caisse des dépôts ; d’autre part l’appel à manifestation d’intérêt de l’ADEME ouvert jusqu’à
fin 2013 et qui concerne les treize collectivités ayant signé la charte d’accompagnement du plan
de l’État.
Pourquoi les collectivités installeraient-elles des bornes publiques ? C’est un projet politique voulu
par l’État. Il existe clairement des incertitudes sur la réussite et l’ampleur de ce développement.
Nous travaillons sur la base du scénario défini par l’État, qui a prévu que deux millions de véhicules
seraient en circulation en 2020. Nous devons organiser un système de recharge afin notamment
de rassurer les conducteurs de véhicules électriques sur l’adaptation de ces véhicules à leurs
besoins de déplacement. Ils doivent pouvoir compter sur des prises d’appoint en cas de nécessité.
L’autonomie réduite du véhicule est anxiogène mais c’est objectivement un faux problème car en
moyenne, plus de 80 % des déplacements en France représentent moins de 35 km par jour. Les
conducteurs de véhicules thermiques, habitués à faire des pleins d’essence pour 800 à 1 000 km,
sont réticents à passer à un véhicule nécessitant huit heures de charge pour une autonomie de
150 km. Il est donc nécessaire de rassurer les gens pour que le mouvement s’amorce.
29
dialogue avec ERDF
Anne WALRYCK, ville de Bordeaux
L’argument économique n’a pas du tout été évoqué. Nous essayons pourtant de le faire prévaloir
à Bordeaux en mettant en perspective le prix d’un plein d’essence et de gasoil, dans un contexte
de renchérissement inéluctable, et son équivalent pour un véhicule électrique. Bordeaux fait partie
des treize collectivités signataires de la charte d’avril 2010. Le projet est mené à l’échelle de
la communauté urbaine. Il s’inscrit dans le cadre de l’appel à projet ÉcoCité. Nous avons déjà
installé plusieurs dizaines voire centaines de prises sur les parkings de la Communauté Urbaine
de Bordeaux. L’objectif est d’en déployer également sur l’espace public et sur la voirie à titre
expérimental.
Le modèle économique n’a pas non plus été abordé. Anne LABORIE a évoqué les aides financières
liées à l’installation des infrastructures mais la phase d’exploitation est également importante.
Le modèle économique fait l’objet de deux approches qui ne sont pas encore finalisées, d’autant
plus qu’il y a des incertitudes fortes sur le coût du véhicule électrique. Les batteries par exemple
coûtent très cher aujourd’hui mais leur prix devrait baisser de l’ordre de 50 à 70 % d’ici cinq ans.
La première approche est basée sur la notion de coût total d’opération du véhicule. Il s’agit de
comparer le coût total d’opération d’un véhicule thermique (achat, entretien, carburant, etc.) au
coût total d’opération d’un véhicule électrique. Le calcul montre que le véhicule électrique est plus
rentable pour l’utilisateur qu’un véhicule thermique si la distance annuelle parcourue est supérieure
à 15 000 / 17 000 km. Cette approche devra être confirmée dans le futur.
Olivier LANDEL
Dans le cahier des charges établi pour les 50 000 véhicules dont j’ai parlé, nous avons utilisé
cette approche. L’achat n’interviendra que si le coût est inférieur ou égal à l’équivalent véhicule
thermique dans les mêmes conditions d’utilisation. Nous avons également intégré l’engagement
financier de l’État (5 000 euros par véhicule) dans le calcul du coût. En phase de démarrage, le
modèle économique n’est pas viable sans le soutien de l’État. Selon les projections, cette aide ne
sera plus justifiée au-delà de trois ou quatre ans.
Deux millions de véhicules sont annoncés pour 2020. Est-il possible d’atteindre cet objectif dans
l’état actuel des choses ? Quelles sont les implications pour le réseau ?
Le chiffre de deux millions de véhicules a été annoncé par l’État. Je ne peux pas me prononcer sur
la crédibilité de cette annonce. Elle est néanmoins fondée sur les engagements des constructeurs
automobiles et notamment de Renault qui est fortement engagé dans ce projet.
Pour ce qui est de l’impact sur le système électrique, ces deux millions de véhicules représentent
1 % de la consommation globale d’électricité actuelle. C’est donc largement abordable en termes
de production d’autant plus que la tendance est à l’économie d’énergie.
La grande question est plutôt celle de l’appel de puissance provoqué par les véhicules. Sous
condition de développement essentiellement urbain et de recharge de nuit asservie à l’apparition du
signal heures creuses, le coût d’investissement de renforcement et de raccordement pour ERDF est
estimé à 2,4 milliards d’euros. Nous devons mettre au point des dispositifs d’accompagnement et
de régulation des recharges ; c’est pour trouver des solutions que nous avons engagé de nombreux
projets de R&D, certains répondant aux appels à projets de l’ADEME.
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Livier VENNIN, Délégué partenariats et territoires d’ERDF
Pour utiliser mon propos d’un exemple récent, je reviens sur le sujet de la Taxe sur la
Consommation Finale d’Électricité, qui, même s’il ne concerne pas le distributeur, donne à voir
les contraintes auxquelles sont soumis les systèmes d’information. Une directive européenne
de 2003 demande au États d’entreprendre une réforme de leur fiscalité électrique locale avant
2004. La France a sollicité un délai supplémentaire de cinq ans. La réforme n’a finalement été
mise en œuvre qu’en 2011 au lieu de 2009. Les collectivités sont à ce moment là dans une
période cruciale puisqu’elles doivent mettre en place la réforme de la taxe professionnelle. Fin
décembre 2010, fournisseurs d’électricité reçoivent communication d’un décret de mise en
œuvre de la Taxe sur la Consommation d’Électricité au 1er janvier 2011, ce qui implique de
reprendre une part essentielle des systèmes d’information relatifs à la fiscalité avant cette date.
Sur des bases non stabilisées, puisque le décret devait passer devant le comité des finances
locales en mars 2011, ce qui pouvait avoir pour conséquence d’en modifier les termes. Cet
exemple montre la difficulté actuelle des opérateurs. Il n’existe pas de résistance organisée,
mais une indisponibilité des données. Il faut avoir en mémoire qu’elles concernent 35 millions de
clients. Les démarches d’open data lancées par les collectivités et les possibilité offertes par les
technologies de l’information montrent cependant que l’avenir est ouvert.
Je ne réponds pas à la question relative à la fourniture des données d’acheminement pour contrôler
les TCFE sur Clermont-Ferrand puisque je ne connais pas ce cas. Il existe néanmoins un texte
législatif précisant ce que nous vous devons.
dialogue avec ERDF
De la salle
Y a-t-il une volonté de votre part de fournir les données qui permettront aux collectivités de gérer
les problèmes auxquels elles sont confrontées, en particulier dans le cadre des plans climat et
Agendas 21 ? Les modalités devront ensuite être définies et celles qui viennent d’être évoquées
sont tout à fait judicieuses.
Michèle BELLON, Président du directoire d’ERDF
Un débat doit s’ouvrir sur le niveau d’information que nous devons fournir. Avec la mise en œuvre
des PCET et du décret, nous avons étudié la situation de près. Une réflexion est en cours pour
définir les niveaux d’information que nous communiquons obligatoirement à l’État et aux autorités
concédantes et, de manière facultative, aux collectivités. Nous rencontrons quelques difficultés en
termes de Systèmes d’Information mais nous sommes capables de les résoudre assez rapidement
et de schématiser des modes de restitution. Nous pouvons fournir des informations au niveau d’une
commune mais c’est plus difficile lorsque le périmètre est réduit (quartiers, etc.). Le débat s’engage
alors que notre réflexion est déjà bien aboutie.
Olivier LANDEL
Il serait pourtant souhaitable que nous réfléchissions ensemble et non chacun de notre côté.
De la salle
Pour compléter ce qui vient d’être dit, je confirme que la loi a été votée le 12 décembre après
des débats compliqués. Il n’était donc pas possible d’effectuer les programmations informatiques
avant la publication de la loi. Le décret a été examiné par le comité des finances locales le 3 mai.
Beaucoup de collectivités nous ont interrogés sur la mise en œuvre de la nouvelle version de la
taxe locale sur l’électricité. Il me semble que tout ce qui vient d’être dit devrait faire l’objet d’une
communication pour éviter tout procès en manque de transparence. Les réponses concrètes sont
simples mais insuffisamment exprimées. Or les collectivités n’imaginent pas nécessairement ce
que représente une programmation de Systèmes d’Information dans une grande entreprise.
En tant que gestionnaire de réseau en Ile-de-France, j’ai des obligations par rapport au dispositif
décrit, et j’y réponds. Je dois ainsi donner la liste des fournisseurs actifs à la maille de chaque
concession, ce que je fais. Nous ne devons pas confondre les grandes dimensions de l’électricité.
Les fournisseurs portent la gestion d’une prérogative et nous portons la gestion d’une autre
prérogative. Il n’y a pas de problème de transparence.
Olivier LANDEL
La réponse sur les données est un peu courte. Je prends acte du fait que vous ne disposez pas
des données mais actuellement, nous faisons tous du lobbying sur un décret. Nous demandons la
mise à disposition de données supplémentaires. Vous faites état, de votre côté, de ce dont vous
disposez et pouvez communiquer. Il serait plus intéressant de dialoguer et d’établir un cahier des
charges qui inclurait nos demandes et votre réponse détaillant le délai dont vous aurez besoin pour
nous fournir les données. Il est aujourd’hui nécessaire d’engager ce processus et déboucher sur
des réponses concrètes.
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33
Vous pouvez avoir confiance en notre volonté de vous présenter des interlocuteurs de qualité et
de proximité pour vous garantir un dialogue dans la durée. Il serait insensé d’abandonner une telle
richesse et le dialogue autour des questions de données doit clairement se poursuivre.
Linky est un compteur communicant dont la validité industrielle est en cours de démonstration.
La décision de le déployer sera prise cet été par Éric Besson. Ses avantages sont bien souvent
compris par nos interlocuteurs. Il y a quelques mois, nous avons participé à une réunion du réseau
ECOTER au côté d’opérateurs numériques. Chacun a exposé les avantages qu’il pourrait tirer de
la généralisation de Linky notamment par le développement d’applicatifs permettant de mieux
gérer les courbes de charge électriques individuelles. Un consultant a présenté une étude réalisée
par Duke Energy aux États-Unis, selon laquelle seuls 5 % des Américains sont prêts à gérer euxmêmes leur courbe de charge. Le travail de sensibilisation et d’accompagnement des clients est
phénoménal et crucial. Nous sommes confrontés à un défi collectif extraordinaire.
Les AOD n’ont pas attendu la mise en œuvre des PCET pour solliciter des informations. Nous nous
demandons d’ailleurs selon quelle méthodologie les consommations sont arrêtées. Par ailleurs,
j’aimerais connaître quelles sont les insuffisances de vos Systèmes d’Information vous empêchant
de communiquer les données. Quels investissements comptez-vous réaliser pour répondre aux
demandes ? Il me semble que beaucoup d’informations sont déjà disponibles au sein des bureaux
d’études des systèmes d’exploitation grâce aux fichiers, aux compteurs ou à la codification. Pouvezvous me le confirmer ?
Nous avons intérêt à continuer à dialoguer sur ce sujet.
Patrick MORLIER, Brest Métropole
Je souhaiterais nuancer ce qui a été dit sur nos relations avec ERDF. Au-delà du contrat de
concession signé en 1995, nous avons développé une convention de partenariat. Nous avons ainsi
établi des habitudes de discussion (urbanisme, social, réseau, déplacement de postes sources,
etc.). Nous avons par exemple mis en place des conventions pour paramétrer les investissements
liés au tramway ou pour développer le numérique. Il faut ainsi distinguer l’aspect concessif et
l’aspect partenarial qui se complètent. Certains de vos collègues participent par exemple aux ateliers
des plans Climat-Énergie territoriaux, ce qui nous donne l’occasion de discuter des questions de
données. Je me demande si, dans le cadre d’une départementalisation de la distribution, nous
pourrons toujours dialoguer avec ces interlocuteurs sensibilisés aux politiques locales et pouvant
répondre à nos préoccupations. Les échanges peuvent se développer au-delà des relations
concessives.
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dialogue avec ERDF
La donnée de consommation appartient au consommateur. Au final, seules les données agrégées
peuvent être échangées par les fournisseurs et ERDF. En Ile-de-France, je travaille à mettre en
place un dialogue permettant la communication de données agrégées.
Il faut garder à l’esprit qu’il n’y a pas concomitance entre la maille administrative et la maille
électrique. L’Ile-de-France compte huit départements et 178 autorités concédantes pour 156 postes
sources. Ces éléments sont à rapprocher grâce à un travail local. Nous disposons de moyens
adaptés aux caractéristiques des différentes collectivités pour répondre aux besoins locaux.
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Le Grenelle 3 comporte des éléments intéressants à l’horizon 2013, avec un volet que nous
appelons « comptabilité carbone » ou comptabilité GES. Les données devront être très précises.
L’exploitation de la donnée et la communication sont les enjeux. La question n’est pas stabilisée ;
elle reste à approfondir.
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dialogue avec ERDF
De la salle, Jean-Patrick MASSON, Communauté d’Agglomération du Grand Dijon
Concrètement, le développement de Linky se fera-t-il sous le contrôle de l’autorité délégante ? Les
collectivités locales pourront-elles intervenir dans la décision relative au déploiement de Linky sur
leur territoire ? À quel coût ? Qui supportera ce coût ?
Le ministre prendra la décision qu’il souhaite mais je rappelle que nous, les concessionnaires,
exploitons les réseaux à nos risques et périls. Le gestionnaire de réseau a une obligation de résultat
notamment en ce qui concerne l’accès universel au réseau quels que soient les maîtres d’ouvrage.
Le régulateur nous sanctionne si nous faillons à cette mission.
La loi indique que le gestionnaire de réseau est responsable de la fonction de comptage. Nous
mettons donc en place des outils que nous faisons évoluer. Une décision aussi importante que
le développement de Linky se fait sous le contrôle du ministre. C’est dans le cadre de cette
responsabilité législative (loi de 2 000 et ses avenants) que nous portons une réflexion sur l’évolution
du comptage et sur Linky.
37
dialogue avec ERDF
Gouvernances
électriques locales : quelles solidarités
entre territoires ?
Catherine HALBWACHS
Directeur du pôle affaires institutionnelles d’ERDF
Parler du futur nécessite de revenir sur l’histoire de la
distribution et du modèle français, très particulier en
Europe.
Avant de rejoindre Madame BELLON, je travaillais à la
Caisse des Dépôts. J’ai fait toute ma carrière dans le
secteur public en collectivité territoriale, et notamment
en collectivité urbaine avec Catherine TRAUTMANN à
Strasbourg. Il m’est ainsi d’autant plus facile d’évoquer
EDF que je n’y ai pas travaillé.
ERDF a pris le relais d’EDF en prenant la charge du réseau
de distribution d’électricité en France. C’est aujourd’hui
le premier réseau en Europe par sa taille, ce qui induit
des avantages mais aussi quelques inconvénients. Nous
avons ainsi évoqué l’opacité qui nous est imputée. Nos
concitoyens bénéficient néanmoins d’avantages, en
matière tarifaire notamment.
La Commission de Régulation n’est pas présente
aujourd’hui et je ne vous parlerai donc pas du tarif et
de la façon dont il est constitué. Ce sera pourtant une
question à aborder dans les réunions futures et il est indispensable de vous associer davantage
aux réflexions tarifaires.
Le réseau est caractérisé par ses 33 millions de clients auxquels correspondent 33 millions de
compteurs, par sa longueur (356 195 km de fils en aérien et 251 856 km en souterrain), et par la
présence de 2 200 postes sources.
Nous devons reconnaître que le réseau aérien est assez âgé (31 ans) et que l’âge moyen du réseau
souterrain est de 17 ans. Nous sommes face à un réseau mature, ce qui implique l’ouverture d’un
cycle d’investissements dans les années à venir.
38
Gouvernances électriques locales :
quelles solidarités entre territoires ?
39
dialogue avec ERDF
Le réseau est assez particulier en Europe dans la mesure où il est peu dense en raison du caractère
rural de la France. C’est un aspect physique important que nous devons prendre en compte. Audelà, c’est une caractéristique réelle en termes de représentation de la France.
Depuis que j’ai rejoint ERDF, trois rapports successifs sur la qualité des réseaux ont été publiés :
un rapport porté par l’État, rédigé par Gilles BELLEC, Ingénieur Général des Mines, autour de la
question de la limitation de l’impact des événements climatiques majeurs sur le fonctionnement
des réseaux de distribution d’électricité ; un rapport de la Commission de Régulation publié en
octobre 2010 ; enfin un rapport d’information de l’Assemblée nationale, élaboré par Jean PRORIOL
et Jean GAUBERT. La dernière étude en date est un rapport parlementaire qui s’est totalement
focalisé sur les territoires ruraux au détriment du monde urbain et qui n’aborde pas la question de
l’impact tarifaire de ses nombreuses préconisations.
Où se situe la France dans le benchmark européen ? Il existe un lien évident entre la qualité et
le tarif d’acheminement. La France a la meilleure performance en termes de rapport qualité/prix.
Nous n’avons pas la meilleure qualité mais nous n’avons pas le prix le plus élevé. L’Allemagne
a par exemple une qualité exceptionnelle selon le critère du temps de coupure mais le tarif
d’acheminement est extrêmement élevé. Le caractère rural a un impact lourd et implique une
fragilité supérieure des réseaux. Prenant en compte ce facteur, nous avons un très bon niveau de
qualité et de prix comparativement à l’Allemagne, dont le réseau est très dense. Nos concitoyens
sont très sensibles au prix de l’électricité et nous devons donc garder à l’esprit ce critère dans nos
schémas d’évaluation.
Nous constatons, dans une perspective européenne, que plus les distributeurs sont importants
moins leurs services sont chers. La France, l’Italie, l’Espagne et le Portugal ont en commun une
situation de quasi-monopole. En Allemagne, le système est très ouvert avec des tarifs de distribution
très élevés. La situation de quasi-monopole induit donc des prix beaucoup plus bas que lorsque la
distribution est éparpillée.
Beaucoup d’articles ont traité de la problématique de la qualité. Si l’on raisonne en temps de coupure,
il est vrai que la qualité a baissé ces dernières années. Mais nous nous sommes améliorés ces deux
dernières années, montrant ainsi que les investissements engagés sont pertinents. N’oublions pas
que de grands événements climatiques se sont succédés révélant la grande sensibilité du réseau
aux aléas climatiques ainsi que la sensibilité accrue des sociétés à ces aléas.
Ramenée à l’année, la disponibilité du bien essentiel qu’est l’électricité est passée de 99,99 à
99,98 %. L’expression de « fracture électrique » évoquée par certains collègues nous semble
excessive mais il y a néanmoins une vraie réflexion à mener sur ce thème.
La corrélation entre les investissements et les tarifs est évidente. Nos investissements repartent
aujourd’hui à la hausse, avec des tarifs extrêmement bas. L’entreprise cotée qu’est EDF accepte
que sa filiale investisse massivement sans qu’il n’y ait aucune création supplémentaire d’EBITDA.
Cela montre qu’elle est consciente des missions de service public et n’applique donc pas les règles
habituelles des sociétés cotées.
L’investissement a une nature cyclique et le lancement d’un nouveau cycle est aujourd’hui
indispensable, tant en matière de production qu’en matière de réseau, en raison de l’âge de ce
réseau et des installations de production.
La péréquation tarifaire, l’un des grands acquis de 1946, repose sur trois principes qui sont à la
base du tarif d’acheminement. Le tarif est identique sur l’ensemble du territoire national bien que
les coûts ne soient pas les mêmes. Elle constitue donc un facteur de solidarité nationale. L’outil de
péréquation est le bilan financier d’ERDF et non un fonds de péréquation. Sur nos 1 000 contrats de
concession, environ 80 % sont déficitaires au titre de la concession, tandis que les 20 % restant sont
bénéficiaires. Ces 20 % permettent d’assurer la péréquation tarifaire sur l’ensemble du territoire. Le
modèle peut bien sûr évoluer mais sans perdre de vue cette contrainte.
La comparaison avec les tarifs des télécoms montre que les tarifs de l’électricité en France sont
restés tout à fait raisonnables.
40
Un certain nombre d’éléments ont été acquis depuis 1946. Le système concessif a été préservé
même si de nombreux Présidents d’EDF ont certainement souhaité le voir disparaître. Le territoire
a été optimisé à une maille qui ne correspond pas obligatoirement à la maille concessive. La maille
électrique pertinente n’est pas nécessairement celle du département. Elle est probablement plus
proche d’une maille métropole. L’optimisation des mailles sur le sillon Rhodanien s’est par exemple
faite en prenant en compte le poids des grandes villes et des dynamiques géographiques et de
population.
41
La péréquation tarifaire est aussi une contrainte technique pour ERDF. La nature physique de
l’électricité induit une hétérogénéité de la qualité. En se dispersant, l’onde électrique se dégrade. Sa
qualité est donc différente dans le monde rural et dans le monde urbain. Nous subissons ainsi une
contrainte liée aux lois physiques de l’électricité que la capacité de stockage permettra peut-être
de lever. Dans ces conditions, il est assez difficile d’envisager la création d’un fonds de péréquation
au titre de la qualité. Par exemple, Paris devrait payer pour que la Creuse ait la même qualité
de l’onde et des investissements colossaux devraient être réalisés pour que le niveau de qualité
soit semblable. Il est donc extrêmement difficile d’imaginer qu’une qualité puisse être déterminée
localement.
Nous souhaitons insister sur le fait que la péréquation est un acquis français. Si elle était abandonnée,
les territoires ruraux payeraient l’acheminement de leur électricité sept à huit fois plus cher que les
territoires urbains. Les villes disposeraient de moyens supplémentaires, de sorte que la Commission de
Régulation pourrait être amenée à baisser leur tarif d’acheminement, avec une diminution corrélative
des recettes. Cette commission veillerait non plus à ce que le tarif soit égal mais équitable.
Selon le principe du « timbre-poste », le tarif est indépendant de la distance parcourue et selon le
principe de tarification, les tarifs de soutirage dépendent du domaine de tension de raccordement,
de la puissance souscrite et de l’énergie soutirée. Il y a aujourd’hui en France une vraie
problématique du tarif dans la mesure où il est constitué d’une part fixe et d’une part variable, liée
aux quantités acheminées. Étant donné l’ampleur des investissements actuellement réalisés, nous
considérions qu’il fallait raisonner avec une part fixe plus importante, ce qui permettrait d’effectuer
un rééquilibrage entre les territoires. La Commission de Régulation n’est pas sensible à ce discours
mais nous ne désespérons pas de lui montrer que la prise en compte du caractère spécifique du
territoire français devrait entraîner une autre répartition, sur le modèle d’autres pays européens.
Ainsi, en Europe du Nord, la part fixe est beaucoup plus importante que la part variable.
Par ailleurs, le développement des énergies renouvelables conduit à prendre en compte les pointes
spatiales et plus seulement les pointes temporelles. Nous devons également travailler sur des
logiques de pointes d’offre et plus seulement sur des logiques de pointes de demande. Nous
sommes ainsi confrontés à l’importante problématique du photovoltaïque installé dans des zones
où il n’y a pas de concomitance entre la production et la consommation. Beaucoup de régions
rurales comme le Cantal produisent beaucoup d’électricité photovoltaïque en juillet et en août alors
qu’il n’y a aucune consommation à cette période. En tant que distributeur, nous devrons procéder
à un refoulement de cette production sur le réseau, à un moment où toutes les installations
photovoltaïques de la moitié sud de la France feront de même. Nous sommes donc confrontés à un
réel souci d’équilibre du réseau lié à la pointe temporelle qui n’avait pas été imaginée il y a dix ans.
Effectivement, les problématiques de pointes se complexifient.
42
dialogue avec ERDF
Pierre SOULAIROL
Directeur concessions d’ERDF
L’électrification rurale est une spécificité française. Le
tarif est unique sur l’ensemble du territoire français en
vertu du principe de péréquation. Un effort particulier
a été réalisé en 1936 pour électrifier les zones rurales.
Cette phase est désormais achevée puisque le réseau
est mature. Ces zones ont néanmoins toujours besoin
d’un financement particulier. Un fonds de subvention
permet ainsi l’amélioration de ces réseaux. Ce fonds
d’amélioration des charges d’électrification est public
et alimenté par un prélèvement sur les recettes d’ERDF.
Les recettes en provenance des zones urbaines sont
plus ponctionnées que celles issues des zones rurales.
Ce système était déjà tout à fait au point avant la nationalisation et la situation de monopole. La
distinction entre prélèvement en zone urbaine et prélèvement en zone rurale n’a plus tellement de
portée. Le prélèvement s’effectue en fait sur les recettes globales du distributeur. Les fonds sont
gérés par un conseil qui les affecte aux territoires ayant des besoins particuliers en matière de
renforcement.
Le second fonds, le FPE, est un fonds de péréquation mis en place après la création du TURPE.
Il assure une péréquation entre les recettes du distributeur ERDF et les recettes des ELD dans la
mesure où le tarif est essentiellement basé sur la structure de coût d’ERDF et non sur celle des
ELD, ce qui justifie une compensation.
Ces fonds sont alimentés par des prélèvements sur les recettes du distributeur et impactent donc
sa capacité d’investissement.
Le système dévie puisqu’une vingtaine de syndicats, souvent des syndicats départementaux,
consomment 47 % de la ressource distribuée (environ 300 à 350 millions d’euros sur un total de
750 millions d’euros). Les syndicats utilisent ces fonds pour payer leur frais de fonctionnement
et investir dans les réseaux, au travers de leur part de maîtrise d’ouvrage, et dans d’autres
activités (production décentralisée, fibre optique, éclairage public, etc.). Un déséquilibre se creuse
actuellement et nous avons engagé un travail avec les pouvoirs publics et les représentants des
autorités concédantes (FNCCR).
Nous nous situons à un moment clé de l’évolution des réseaux. La décentralisation et les
responsabilités accrues des collectivités locales dans le domaine de l’énergie rendent nécessaire
un changement de gouvernance. Les besoins de financement futurs seront extrêmement importants
notamment sur certains territoires ruraux touchés par les tempêtes de 1999 et 2009, tempêtes
qui ont révélé la fragilité des réseaux aériens notamment. Nos réseaux restent cependant efficaces
en matière de desserte même s’ils sont relativement anciens. Nous devrons poursuivre l’effort
d’automatisation engagé depuis longtemps afin de pouvoir réalimenter rapidement les clients à
la suite d’un incident. Nous devrons mieux cibler les investissements sur la basse tension et sur
l’enfouissement des réseaux. Les réseaux urbains enterrés fournissent une qualité très élevée
mais sont vieillissants, et nécessitent des investissements importants. Plusieurs incidents sont
d’ailleurs survenus sur de grosses communes urbaines. Il nous faudra également anticiper les
besoins d’intégration des ENR (problèmes de capacité et de refoulement), gérer le raccordement
43
des bornes de recharge des véhicules électriques et l’appel de puissance qu’elles génèrent, et
le développement des smart grids (compteurs Linky). Ces investissements devront être étalés
sur plusieurs années voire décennies. Le réseau est mature et efficace, mais doit être renforcé,
sécurisé, adapté aux conditions climatiques nouvelles ; il faut aussi le moderniser pour répondre
aux nouvelles demandes.
L’évolution de la gouvernance implique un dialogue local entre autorités concédantes, collectivités
et distributeur afin d’adapter les réseaux aux demandes locales. Une question se pose néanmoins
dans la mesure où nous avons en France un opérateur national en situation de monopole garant de
la péréquation. La distribution est ainsi parmi les moins chères d’Europe. Nous devons préserver
cet avantage compétitif tout en prenant en compte les demandes locales. La péréquation nous
donne l’obligation de répartir la charge des investissements sur le territoire. Les priorités doivent
être discutées localement. Nous avons la chance que la loi NOME votée en décembre 2010 mette
en place des conférences départementales qui seront l’occasion de partager ensemble notre
vision et nos priorités. C’est l’occasion pour les villes de faire valoir leur point de vue et leurs
attentes soit directement, lorsqu’elles sont autorités concédantes, soit indirectement au travers des
syndicats d’électricité. Ces conférences départementales devraient être mises en place à la fin de
l’année dans la perspective de la période 2012-2013. Elles seront l’occasion pour le distributeur
de présenter son diagnostic de qualité à chaque autorité concédante ainsi que les perspectives, en
matière d’investissements sur les réseaux notamment. Il s’agira donc d’échanger afin de prioriser
les investissements respectifs du distributeur et de la collectivité.
« Le seul acteur de la distribution d’électricité en France [...] à bénéficier d’économies
d’échelle conséquentes » (Rapport sur la qualité de l’électricité, 2010, CRE)
Tarifs d’utilisation des réseaux
en fonction de la part de marché
des trois principaux distributeurs
70,00€
65,00€
dialogue avec ERDF
Questions
Réponses
De la salle
Pourriez-vous indiquer qui participe aux conférences départementales ? Outre les autorités concédantes, les agglomérations, les communautés urbaines et les villes sont-elles aussi invitées ?
Le périmètre n’est pas encore déterminé et fait l’objet de discussions au sein des administrations, le
Ministère de l’Industrie et la DGEC en particulier. Les autorités concédantes seront bien sûr invitées
en priorité puisqu’il est question de l’investissement sur les réseaux électriques. Nous avons proposé
un élargissement du périmètre de ces conférences départementales. Les villes et agglomérations
concédantes auront leur place mais je pense qu’il serait pertinent que les agglomérations soient
également présentes aux côtés des autorités concédantes qui les représentent.
Vous avez expliqué la bonne relation entre la qualité et le prix en France. Disposez-vous de données
permettant de croiser la consommation et le coût moyen par habitant ? La France semble être bien
placée du point de vue du prix unitaire mais sait-on si un Français consomme deux fois plus qu’un
Allemand par exemple ?
Catherine HALBWACHS, Directeur du pôle affaires institutionnelles d’ERDF
Je n’ai pas présenté le tarif global d’électricité mais le tarif d’acheminement. Nous nous situons
donc sur une logique de régulé, de distribution. Le tarif de l’électricité est néanmoins très bas
et compétitif pour la France. En termes de consommation, le poids du chauffage électrique est
important et les contraintes climatiques jouent fortement. Il serait nécessaire de croiser de nombreux
facteurs afin d’établir un comparatif entre des pays du Sud confrontés à des appels de puissance
liés à la climatisation et des pays plus nordiques. Il est clair que nous consommons plus que les
Suédois. Je ne dispose pas des chiffres exacts mais de nombreuses études ont été réalisées.
60,00€
55,00€
50,00€
45,00€
40,00€
Olivier LANDEL
35,00€
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Source : Eurostat, Data in focus Environment and Energy, 25/2009 ;
Eurelectric,The Operating Environment for Distribution Companies, February 2005.
44
80%
90%
100%
Nous avons été amenés à travailler sur un concept de péréquation financière horizontale entre
EPCI. Il existe d’autres outils de péréquation qui se situent en dehors du budget des collectivités
locales. Vous avez parlé d’un rapport 80/20 entre contrats déficitaires et contrats bénéficiaires, et
l’on imagine bien que la césure est entre monde rural et monde urbain. Avez-vous une idée de la
somme des déficits d’un côté et de la somme des bénéfices de l’autre ?
45
Nous le savons par définition puisque nous sommes l’outil de péréquation. À la fin de l’année,
nous aboutissons à zéro ; nous serions autrement en grande difficulté de gestion. Nous avons
aujourd’hui une approche fine des territoires qui nous permet d’identifier les zones contribuant
fortement à la péréquation.
Olivier LANDEL
Mais quels sont les montants en jeu ?
dialogue avec ERDF
Le poids de la péréquation représente environ 10 % du tarif d’acheminement.
Olivier LANDEL
Vous établissiez un lien entre monopole et péréquation en avançant que la péréquation ne peut être
préservée que dans le cadre du monopole d’ERDF. La phrase peut-elle s’inverser ? La suppression
de la situation de monopole permettrait-elle de conserver le système de péréquation ?
Les contributions positives doivent couvrir un besoin de l’ordre de 1 milliard d’euros. Si on créait un
fonds, il faudrait le doter d’un milliard d’euros au minimum.
Le poids de la péréquation représente environ 10 % du TURPE.
Historiquement, le monopole est né avant la péréquation qui en est la conséquence. L’histoire
d’EDF le montre puisqu’il n’existait pas de péréquation avant sa création.
Olivier LANDEL
Peut-on garder un monopole sans faire de péréquation ?
Olivier LANDEL
C’est possible mais ce n’est pas l’idéal en termes d’intérêt général. La Belgique et, partiellement,
l’Italie sont dans ce schéma.
Olivier LANDEL
Ce milliard d’euros permet d’établir un équilibre auquel s’ajoutent deux autres fonds, le FACE et
le FPE ?
Oui, ils sont dans les charges.
On pourrait ainsi imaginer que la péréquation ne soit pas confiée à ERDF. Le monopole de distribution
serait conservé et un outil de péréquation serait mis en place par ailleurs.
Olivier LANDEL
Au total, 350 millions s’ajoutent à un milliard.
C’est possible mais aujourd’hui nous assurons la péréquation. Il faut évaluer le coût de fonctionnement
qui est par nature exorbitant. Il y a un intérêt national quasiment constitutionnel de continuité
territoriale. Le principe du « timbre-poste » est un élément fondamental de la péréquation. La
remise en cause de ce principe doit aboutir à obtenir un meilleur coût et une meilleure efficacité.
Mathieu NEAU, ville de Lille
Suite au débat sur les conférences départementales, ERDF pourrait-elle s’impliquer dans le
dialogue relatif à la « non-consommation » ? Je parle surtout des milieux urbains où les besoins
sont considérables en matière d’appel de puissance et où des investissements coûteux et
potentiellement gênants sont nécessaires. D’autres solutions techniques pourraient peut-être être
proposées aux consommateurs. Je pense en particulier aux magasins qui consomment beaucoup
d’énergie sur une faible période. Comment peut-on les aider ? La loi Grenelle le prévoit mais à
Lille nous n’avons pas trouvé un mode de financement de l’ingénierie susceptible de remplacer
un financement de la rénovation de réseaux auprès des consommateurs ou des industriels. Les
innovations technologiques pourraient encourager la non-consommation. Deuxièmement, une
solution de stockage pourrait-elle être envisageable dans quelques années pour limiter les effets
de pointes et les investissements coûteux en termes financiers et environnementaux ?
46
47
Le financement provient bien du TURPE ?
12 000
140
135
Dépenses télécom
Indice prix de l’eau
Tarif vert A & jaune
10 000
130
125
120
115
réseaux
8000
110
105
100
6000
95
90
85
4000
80
Production
75
70
2000
65
S’agissant de notre capacité à supprimer les pointes, je répondrai que nous avons déjà ce rôle
aujourd’hui. Les signaux donnés aux douze millions de chauffe-eau électriques démarrant en période
« heures creuses » sont envoyés par le distributeur. Les signaux sont décalés pendant la nuit afin
d’effacer les pointes. Certains démarrent à 23 heures, d’autres à 3 heures. Si les signaux étaient
tous donnés simultanément, les chauffe-eau appelleraient environ cinq gigawatts soit l’équivalent
de cinq centrales nucléaires. Cela provoquerait un problème de tenue de réseau intenable en raison
d’un appel de puissance excessif. La gestion du signal nous permet donc de lisser la courbe de
charge pendant la nuit. Cela permet d’éviter 2,4 milliards d’euros d’investissements.
Quelles sont les réponses pour le futur ? Nous avons déjà parlé du véhicule électrique. La recharge
simultanée de ces véhicules représenterait six gigawatts supplémentaires soit l’équivalent de six
centrales nucléaires en plus. Nous serions alors confrontés à un pic d’appel impossible à supporter
par le réseau. Les compteurs communiquant dotés de plusieurs signaux donnant la possibilité de
gérer plusieurs usages nous permettront de lancer des signaux de mise de charge pendant une
période donnée. Nous lisserons donc, comme pour les chauffe-eau, l’appel de charge.
Nous avons les moyens et la capacité technique de gérer des grands nombres. Le réseau de
transport très haute tension gère les grosses centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques, de
gros clients industriels et les postes sources. Il gère ainsi un petit nombre de gros objets. Nous
administrons 35 millions de clients, et, à l’avenir, de nombreux chauffe-eau et véhicules électriques.
Nous développons les compteurs communiquant car nous ne disposons pas aujourd’hui de l’outil
de pilotage nous permettant d’intégrer la multitude de producteurs photovoltaïques, éoliens ou
autres (plus de 200 000 déjà raccordés au réseau) dont la granularité est variable mais en tout
état de cause très petite. Il nous faudra gérer l’équilibre entre l’offre et la demande au niveau de la
boucle locale et accompagner l’efficacité énergétique et non seulement l’effacement de pointe. Le
stockage réduira ainsi globalement et ne consistera pas uniquement à déplacer la consommation.
48
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
1971
1969
1967
1965
1963
1961
1959
1957
Michèle BELLON, Président du directoire d’ERDF
55
0
1955
Oui et il est calculé uniquement sur nos investissements.
60
50
Nous sommes prêts mais les textes énoncent aujourd’hui que la mission du distributeur s’arrête
au compteur. Les services aval compteur (régulateur, GTB, GTC, etc.) appartiennent au domaine
dérégulé ou concurrentiel et ne sont pas de notre ressort. C’est un des points sensibles. Une
directive européenne sur l’efficacité énergétique est en préparation. Elle évoque le rôle des
distributeurs dans ce domaine. Ils devraient aussi être partie prenante à l’efficacité énergétique
qui est l’affaire de tous.
Un coût au kilowattheure économisé serait-il envisageable ?
Bien sûr. Le sujet de la précarité énergétique nous préoccupe aujourd’hui beaucoup. Nous avons
réfléchi à des mécanismes qui permettraient d’accompagner les ménages précaires vivant dans des
passoires énergétiques en matière de MDE (isolation). Nous avons étudié de nombreux modèles, et
c’est un sujet sur lequel j’ai énormément travaillé à la Caisse des Dépôts. Il n’existe pas vraiment
de modèles apportant une réponse hormis les systèmes envisagés aux États-Unis et passant par le
distributeur. Ils reposent sur le principe de « coût social évité ». Ces moyens constituent certainement
le seul moyen permettant de répondre à la problématique à grande échelle en donnant un coût non
pas énergétique mais social aux kilowatts évités.
49
Evolutions des tarifs en termes réels
De la salle
Les investissements sur les réseaux (dont les investissements délibérés
en faveur de la qualité) sont fortements contraints par les tarifs
Investissements (en Mds€)
Les politiques de Maîtrise de la Dépense d’Électricité (MDE) nous intéressent clairement et nous
y travaillons tous. Nous devons néanmoins être pragmatiques car notre seule rémunération est le
TURPE. Nous pouvons tout imaginer en matière de service public de MDE mais cela doit se traduire
dans la régulation. Nous devons être rémunérés pour cela. La rémunération n’est aujourd’hui
calculée que sur l’investissement ou capital investi. Pour vos collectivités par exemple, cela
signifierait que vous ne collecteriez des impôts que sur vos investissements. Si nous n’investissons
plus, il faudra trouver des mécanismes régulatoires. Dans les conditions actuelles, il nous est
difficile de financier de l’ingénierie. Des discussions sont déjà en cours avec le SIPPEREC pour
travailler sur des logiques de MDE, dans les logements sociaux notamment. Pour aller plus loin, il
est nécessaire d’engager une vraie réflexion sur le service public de la maîtrise de la dépense de
d’énergie, sur un compteur performant permettant de rendre compte des économies réalisées et
sur un mécanisme régulatoire.
dialogue avec ERDF
Cela pourrait représenter 30 % d’économies en consommation électrique si le parc de petits
appareils était rénové ou du moins amélioré.
De la salle
Vous dites que le distributeur est rémunéré en fonction des investissements réalisés ce qui induit la
recherche d’un développement du réseau et des usages non spécifiques de l’électricité notamment
(chauffage électrique). Les rapports RTE et ADEME ont montré que le coût et le poids carbone du
kilowattheure marginal sont aberrants et improductifs. N’y a-t-il pas une contradiction entre une
rémunération liée aux investissements et cette efficacité ?
La problématique du chauffage électrique est un des éléments du paysage français. Nous sommes
complètement neutres par rapport à ces développements. Notre rémunération est basée sur les
investissements efficaces qui permettent d’améliorer les caractéristiques du réseau et sa capacité
à fournir une énergie de qualité aux clients en intégrant les nouveaux facteurs. Bien entendu, nous
sommes néanmoins attentifs à la diminution de la consommation individuelle (quartiers durables,
dialogue avec ERDF
bâtiments à énergie positive, etc.). Nous devons intégrer cet aspect à nos futurs programmes
d’investissements. Nous avons donc besoin d’informations et d’échanges avec les collectivités et
les autorités concédantes. Vous avez certainement des idées et des projets dont nous devons avoir
connaissance pour les accompagner et faire en sorte que les réseaux concordent.
Je tiens à vous rassurer par rapport à un risque de surinvestissement de la part d’ERDF. Nos
besoins d’investissement portent aujourd’hui sur des infrastructures lourdes. Ils ne sont pas liés au
chauffage électrique mais à des besoins de sécurisation et de maintien de l’alimentation électrique
dans toutes les zones. Nous sommes donc très loin du surinvestissement. La dernière étude ADEME
portait sur ce sujet et montrait que la croissance de la demande d’énergie est aujourd’hui plus
portée par l’usage des micro-ordinateurs que par le chauffage électrique. La consommation d’un
BlackBerry est par exemple impressionnante, et une Box utilise autant d’énergie qu’un réfrigérateur
américain. Il est donc important de réfléchir aux usages. Nos besoins portent essentiellement sur la
Haute Tension A (HTA), sur les besoins vitaux pour l’alimentation électrique.
La maîtrise de l’énergie et la baisse des consommations permet de différer ou d’éviter des coûts
d’investissement et induit nécessairement une rémunération du délégataire.
Il faut faire en sorte de préserver la solvabilité des clients. Nous constatons une précarité énergétique
galopante sur nos territoires. Consommer moins permet de mieux payer sa facture.
J’ai travaillé sur la question de la précarité énergétique. Une disposition du Code Général des
Collectivités Territoriales permet aux autorités organisatrices de la distribution d’électricité de
prendre en charge la maîtrise d’ouvrage de l’ensemble des travaux de MDE chez le particulier afin
non seulement de lutter contre cette précarité énergétique mais aussi de renforcer le réseau. Un
dialogue devrait donc s’instaurer sur les territoires. Nous réfléchissons aux solutions à apporter à
Dunkerque et tentons de définir les conditions et les coûts. Des réponses concrètes peuvent donc
déjà être mises en œuvre.
Les textes sont très précis et les AOD peuvent effectivement investir dans ce domaine. Ils prévoient
également que vous puissiez solliciter le distributeur. Il manque néanmoins un lien avec le tarif qui
garantirait une rémunération au kilowatt évité. Des réflexions communes au niveau local et des
expérimentations doivent être engagées.
Nous avons publié une étude sur la précarité énergétique (transports, énergies de chauffage,
éclairage) dans la région Nord-Pas-de-Calais. Selon les projections à horizon 2020-2050, 50 % du
revenu médian moyen seront consacrés aux énergies de chauffage et de transport. On ne peut pas
décorréler transport et chauffage. Comment ERDF va-t-elle appréhender cette problématique ?
J’étais hier en rendez-vous dans une ELD. Sur 14 000 abonnés, 1 400, soit 10 %, ne sont plus
raccordés.
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dialogue avec ERDF
Selon le cadre réglementaire et législatif, les fournisseurs sont « maîtres des usages » et portent les
obligations afférentes. Ils ont ainsi vocation à produire des certificats d’économies d’énergie pour
atténuer leurs obligations financières.
En Île-de-France, nos réseaux sont très sollicités et nous subissons une demande qui évolue plus
fortement que nos capacités d’investissement. Je suis donc très présent dans le dialogue avec les
autorités concédantes, mes interlocuteurs privilégiés sur le sujet. Je réfléchis dans trois directions.
• le cinquième combustible
Il représente l’énergie non consommée. En Ile-de-France, le SIGEIF mène une réflexion
particulièrement approfondie sur le sujet et nous l’accompagnons.
• la pro-activité
Elle consiste à porter des investissements conduisant à des moindres consommations.
Le SIPPEREC est aujourd’hui un acteur de cette réflexion.
• le smart grid
Il s’agit de développer l’énergie répartie et d’adopter une logique d’optimisation en agglomérant
plusieurs modèles de consommation. C’est une organisation conduisant à associer des acteurs
hétérogènes. L’objectif est d’optimiser, de répartir et de reporter la consommation au niveau
d’une maille qui n’est plus la maille nationale. Deux communes d’Ile-de-France, dont Issyles-Moulineaux, développent un pilote afin d’accompagner une moindre ou une meilleure
consommation d’énergie électrique.
Après une très forte diminution, la durée moyenne de coupure a légèrement augmenté
depuis 2002, mais avec une grande sensibilité aux tempêtes.
700
Durée de coupure Toutes Causes
Confondues (min)
La disponibilité de ce bien
essentiel qu’est l’électricité
est passé de 99,99 % à 99,98 %
500
300
200
100
0
52
Dans le chiffre de 50 % que tu donnes, Jacques, à quoi correspondent les dépenses ?
Sont inclus le chauffage, l’éclairage et la mobilité. Dans le cadre de la réhabilitation, essentiellement
sur le parc résidentiel et sur le périurbain, le logement va passer de 2 900 euros à 9 000 euros
en vingt ans si rien n’est fait. Ce sera un coût énorme impossible à supporter. Des changements
peuvent néanmoins intervenir et modifier ces projections mais la situation est préoccupante.
L’interopérabilité de l’urbanisation et du transport d’énergie va devenir une question prépondérante.
Il faudra donc agir ensemble et de manière synchronisée. Nous montons des observatoires, pour
le SIPPEREC et Gedia notamment. Leur fonctionnement est centralisé. Ils agissent sur la partie
technique car énergie et CO2 vont de pair. Ils souhaitent également prendre en charge le secteur
pour assurer la durabilité et échapper aux problématiques des mandats politiques et centraliser
l’information.
Jean-Patrick MASSON, Communauté d’Agglomération du Grand Dijon
400
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Temps moyen de coupure (min)
600
Durée de coupure hors événements
exceptionnels (min)
Nous avons réalisé une étude pour connaître la situation en 2008. Nous avons évalué le coût de
l’énergie (chauffage et transport). Il représente environ deux mois de salaire pour les habitants des
communes de deuxième périphérie en 2008. Quel est l’impact pour les collectivités dont une des
missions est d’assurer les services sociaux ? Une fraction de la population est en effet dans une
situation difficile. Je pense que nous ne devons pas raisonner énergie par énergie mais adopter
une approche globale. Nous devons introduire de la flexibilité dans l’usage des énergies en ayant la
possibilité de muter d’une énergie à une autre. Nous ne devons pas faire de la monoculture mais
avoir une vision fine des différents éléments.
Après ce que j’ai entendu, il me semble que vous devez avoir une ouverture d’esprit dont vous ne
disposiez parfois pas dans vos réponses. Cette ouverture d’esprit doit porter sur vos potentialités
mais aussi sur celles des autres acteurs. Nous avons donc besoin d’un dialogue élaboré entre les
collectivités territoriales qui doivent gérer les problèmes évoqués et les énergéticiens. Autrement,
nous allons droit dans le mur.
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dialogue avec ERDF
Conclusion
Michèle BELLON
ERDF – Président du directoire
Nous sommes particulièrement préoccupés par
la précarité énergétique et notamment dans les
logements collectifs de deuxième couronne ou dans
toutes les banlieues des grandes agglomérations.
Plusieurs millions de clients, et peut-être dix
millions de clients, ont une faible consommation
notamment dans les logements collectifs où sont
bien souvent installés des chauffages électriques.
Les promoteurs immobiliers y voient un intérêt.
Les investissements sont bien moins importants
que pour la mise en place de chauffages collectifs,
au gaz, au fuel, etc. Par ailleurs, les bâtiments
devraient être basse consommation, et sont équipés
pour, mais ils ne sont pas pourvus en conséquence,
avec du triple vitrage par exemple. Certains clients
appellent moins de 2 kW dans la journée et vivent
dans un logement dont la température ne dépasse
pas les 16°C. De plus en plus de fournisseurs nous
demandent de venir couper l’électricité. Cela est
difficile et ne fait plaisir à personne. Nous sommes
une entreprise issue du service public et qui y
est fortement attaché. Couper l’électricité n’est pas notre cœur de métier. Notre mission est au
contraire d’apporter l’électricité au client. Nous constatons une paupérisation de la population avec
des personnes - 10 % dans certaines ELD - qui n’ont plus accès à l’électricité. Les pouvoirs publics
ont certainement occulté une réflexion sur la question du fournisseur de dernier recours.
Un fournisseur a fait une publicité mettant en avant « la même électricité 10 % moins cher » pour
attirer des clients désireux de réduire leur facture. À la longue, ces personnes souhaitant faire
un maximum d’économies pour faire vivre leur famille finissent par ne plus payer parce qu’elles
sont confrontées à une paupérisation croissante. Lorsque ce fournisseur nous demande d’aller
couper l’électricité, nous sommes démunis. Le client voit son accès à l’électricité coupé alors
qu’il ne pourra pas souscrire de nouveau contrat puisqu’il n’était déjà pas en mesure de payer sa
facture. La solution n’est pas seulement la mise en place de la MDE mais aussi des modifications
conséquentes et durables sur le bâti, sur l’isolation notamment. Ce n’est donc pas qu’une question
de mix énergétique. Il va falloir réaliser les investissements. Si le logement est de mauvaise qualité
et laisse fuiter les calories, le gaspillage persistera. Le gaspillage n’est pas un usage abusif
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Conclusion
conclusion
55
dialogue avec ERDF
qu’une fois par an, à l’exception des 2 % de consommateurs chez qui nous n’arrivons pas à rentrer
pour faire une relève de compteur exacte. À l’avenir, nous pourrons effectuer des mesures plus
performantes grâce à des systèmes plus modernes utilisant les nouvelles technologies.
EDF a été désignée pour reconstruire la France de l’électricité en matière de production et de
distribution. Nous sommes gestionnaire de distribution. En termes de tarifs de distribution, nous
nous situons aujourd’hui au 20ème rang sur 26 en Europe. Notre rémunération par kilowattheure
acheminé est tout à fait raisonnable. À l’exception de Chypre, Malte, la Turquie et la Grèce, tous
les autres pays ont un kilowattheure distribué plus onéreux que le nôtre - je parle uniquement de
la distribution d’électricité.
Nous avons été critiqués sur la qualité mais ce reproche est à relativiser puisque nous sommes
dans le peloton de tête sur ce critère mesuré en minutes de coupure par an. Nous sommes en
phase de stabilisation puisque l’année 2010 s’est achevée au même niveau de temps de coupure
d’énergie mais est dû à des déperditions en raison de l’insuffisance du bâti. Or ces questions ont
été insuffisamment travaillées. Nous avons donc un travail à faire avec les élus des grandes villes
qui sont davantage confrontés à ces problématiques que ceux du monde rural. Nous pouvons vous
donner des éléments de diagnostic mais nous avons besoin de vous pour trouver des solutions.
J’ai bien noté le reproche selon lequel nous ne voudrions pas fournir les informations de comptage
et manquerions de transparence. Notre problème est que le comptage est effectué une fois par
an et à des endroits différents ; le reste étant basé sur des estimations. Nous ne pouvons donc
vous fournir qu’une cartographie approximative de la consommation. En revanche, les compteurs
communicants nous permettront de faire des relèves mensuelles. Le client pourra constater
l’évolution de sa consommation mois après mois. De notre côté, nous pourrons par exemple
agréger des ensembles de logements collectifs et les comparer. Dans vos villes, cela vous sera utile
si vous constatez une augmentation des plaintes liées au niveau des charges dans un bâtiment.
Nous ne répugnons pas à vous donner les chiffres mais nous n’en avons pas dans la plupart des
cas ou alors de façon très peu fiable. Nous ne disposons de données certaines pour tous les clients
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Conclusion
conclusion
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alors qu’une dégradation progressive était constatée depuis 2002. Nous relevons déjà des signaux
positifs pour 2011. L’Allemagne est meilleure que nous mais dispose de réseaux très robustes avec
un niveau de rémunération extrêmement fort qui la classe 5ème sur les 26.
Par ailleurs, j’insiste sur le fait que la qualité ne dépend pas uniquement des investissements mais
également du capital humain et des technologies. Nous avons réalisé des gains de productivité
considérables sur toute la France. 35 000 salariés sont répartis sur l’ensemble des départements,
à part les ELD. La question du maintien de la proximité territoriale, à Brest Métropole notamment,
nous a été posée mais se justifie également dans le Larzac, en Dordogne ou n’importe où ailleurs.
C’est une de nos valeurs fortes de service public et d’efficacité. La distance empêche en effet une
intervention rapide, une bonne connaissance du territoire et des spécificités locales, etc. J’ai pris
l’engagement de pérenniser l’implantation et la relation territoriale avec des interlocuteurs dédiés.
Cela explique la qualité de notre offre.
Nous comptons également sur notre professionnalisme. Une équipe de cette taille permet d’offrir
une formation permanente, un partage permanent des savoirs, une mobilisation forte avec du
matériel dédié (plus de 3 000 groupes électrogènes mobilisables lors des tempêtes et situés
dialogue avec ERDF
à moins de quatre heures de route de n’importe quel point de France) et des collaborateurs
intégrés à la force d’intervention rapide. Ces derniers ont montré qu’ils étaient capables de faire
le déplacement du Pas-de-Calais à la Vendée lors de la tempête Xynthia. La semaine dernière, à
l’occasion d’une tempête de neige dans les Alpes, nous avons mobilisé l’ensemble des exploitants
de la région Rhône-Alpes pour qu’ils interviennent sur la zone de l’incident. Cette mobilisation et
cette compétence sont des atouts complémentaires à nos technologies.
Nous sommes en situation de monopole mais celui-ci n’est pas sclérosé. Nous continuons à innover,
et notamment depuis les grandes tempêtes de 1999-2000, lors desquelles plusieurs millions de
clients n’ont pas eu d’électricité pendant plusieurs jours. Nous avons automatisé une bonne partie
du réseau moyenne tension de façon à pouvoir réalimenter rapidement les consommateurs. Nous
investissons beaucoup dans la Recherche et le Développement (R&D) pour disposer de fonctions
d’aide à la conduite nous permettant, d’année en année, de réduire les temps de coupure quels
que soient les incidents. Nous souhaitons que les interventions se fassent en temps masqué,
c’est-à-dire que le maximum de clients en aval de l’incident soit réalimenté ; les utilisateurs en
amont devant attendre la réparation. Cela n’existait pas avant et nos contacts avec les distributeurs
étrangers montrent que nous sommes très en avance sur ce point ainsi que sur les compteurs
Linky. L’association des distributeurs européens qui se réunit tous les trois mois est extrêmement
attentive à nos développements. Ils ont bien compris le caractère innovant de ce projet. Nous
avons de plus la chance que nos fournisseurs fabriquent les systèmes en France (compteurs,
concentrateurs, etc.). Nous attendons la décision qui nous permettra d’être plus efficaces. Grâce
à un index mensuel, le client aura une meilleure connaissance de sa consommation et ainsi une
meilleure compréhension. Il bénéficiera d’une détection des défauts et d’interventions plus rapides
(24 heures au lieu de cinq jours). Il ne sera plus dérangé au moment d’un déménagement puisqu’il
n’aura pas à être présent lors du branchement. Des offres d’efficacité énergétique sont également
en cours de développement.
Pour un certain nombre de clients attentifs à leur consommation, l’efficacité énergétique est
irrémédiablement liée à la question du bâti puisqu’ils ont déjà adopté certains comportements:
éteindre la lumière en sortant, maintenir une température de 16 ou 17 °C, etc. Nos agents le
constatent. Beaucoup de gaspillage existe néanmoins sur d’autres segments de clients. Dans ce
cas, nous pourrons accompagner les économies d’énergie et surtout l’effacement.
58
Conclusion
conclusion
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Olivier LANDEL
Notes
Délégué général de l’Association des Communautés Urbaines de France
J’ai noté un certain nombre d’éléments concernant nos relations avec ERDF. Les liens que nous
entretenons avec la FNCCR, en tant qu’association d’élus, sont peut-être à revisiter, et il nous faut
sans doute accentuer les réflexions autour des enjeux urbains.
Nous avons évoqué les travaux que nous devrons mener ensemble. Nous avons des problèmes,
comme la question des données, à résoudre. Nous devons également réfléchir à l’avenir de façon
beaucoup plus large (véhicule électrique, énergies renouvelables, nouveaux modes de réseaux,
etc.). Notre programme comporte des aspects opérationnels pour lesquels nous devrons trouver des
instances nous permettant de dialoguer et de travailler ensemble et non chacun de notre côté. Cela
peut être utile, à ERDF notamment. Je ne veux pas surestimer la capacité des associations d’élus à
faire évoluer la situation dans des domaines très réglementés, y compris au niveau européen mais
le modèle de financement d’ERDF est une question dont les élus locaux et nationaux devraient se
saisir. Le lien établi entre rémunération et investissements, aussi vertueux soient-ils, n’est peut-être
pas la meilleure solution à terme.
Nous sommes tous préoccupés par la question de la précarité énergétique. ERDF a un rôle important
à jouer mais n’est pas le seul acteur concerné. Vous suivez avec attention le critère de remise en
fonctionnement du réseau après une tempête ou tout autre incident mais a-t-il autant de portée
qu’un indicateur de précarité énergétique ? Il serait peut-être intéressant que nous travaillons
ensemble sur ce thème.
Le sujet de la résilience a été peu évoqué. Que se passera-t-il par exemple lorsqu’une catastrophe
de type inondation surviendra ? Il est évident que nous y serons un jour ou l’autre confrontés. N’y
a-t-il donc pas un travail à mener en commun pour déterminer la façon dont la ville et les réseaux
redémarrent ? N’aurions-nous pas intérêt à investir dans des réseaux étanches plutôt que dans
des digues ?
L’ACUF et l’AMGVF vont continuer à travailler sur ces sujets. Avec ERDF, nous souhaitions établir
un état des lieux des anticipations de réponse aux questions d’avenir évoquées au lieu d’imaginer
les solutions. Ce travail pourrait prendre la forme d’un travail collectif réalisé par l’INET ou par
des élèves de master. Il serait lancé auprès des grandes villes et des communautés urbaines
qui répondraient aux questions suivantes : où en êtes-vous ? Comment voyez-vous la situation ?
Comment anticipez-vous ? Il permettrait d’obtenir un bilan étoffé avant de développer l’année
prochaine un plan de travail avec ERDF et d’autres intervenants. L’ingénierie partenariale constitue
la spécificité du travail en communauté urbaine. Nous devons, de même qu’ERDF, continuellement
établir un dialogue avec tout un ensemble d’acteurs. Nous devons développer ensemble cette
capacité à travailler et à développer des solutions adaptées à chaque territoire.
60
Conclusion
Conception : RougeCactus.fr - Crédits photos : Médiathèque ERDF - Brigitte Guigou/IAURIF Juillet 2011
ERDF - Électricité Réseau Distribution France
Tour Winterthur - 92085 Paris-la Défense Cedex
www.erdfdistribution.fr
IIIIIIIIIIIIII ERDF, SA à directoire et à conseil de surveillance au capital de 270 037 000 euros, RCS Nanterre 444 608 442 IIIIIIIIIIIIII

Repères et enjeux de la distribution d`électricité

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