Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014), Guide, Projets, Recherche de Analyse des réseaux électriques

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Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 1 Rapport de Contrôle 2015 Exercice 2014 Ce rapport de contrôle a été présenté au Bureau syndical le 9 décembre 2015, en présence des représentants locaux des concessionnaires EDF et ERDF Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 2 Préambule ............................................................................................................ 5 1. 1.1 Origines et enjeux du contrôle ............................................................................................... 5 1.2 Le rapport de contrôle de l’exercice 2014 ............................................................................. 7 1.3 Organisation de la distribution électrique ............................................................................. 8 Les usagers .......................................................................................................... 11 2. 2.1 Consommation : structuration par typologie de tarif .......................................................... 11 2.2 Les productions d’énergie renouvelable .............................................................................. 16 2.3 Les réclamations des usagers ............................................................................................... 20 2.4 La satisfaction des clients ..................................................................................................... 31 2.5 Autres indicateurs de qualité de service .............................................................................. 34 2.6 Indicateurs portant sur les contrats de fournitures ............................................................. 36 2.7 Les indicateurs de la solidarité ............................................................................................. 40 La qualité de l’énergie .......................................................................................... 45 3. 3.1 Évolution du «Critère B*» .................................................................................................... 45 3.2 Analyse des coupures du réseau .......................................................................................... 55 3.3 Tenue de tension .................................................................................................................. 62 3.4 La continuité de fourniture .................................................................................................. 66 Le patrimoine physique ........................................................................................ 72 4. 4.1 Données générales ............................................................................................................... 72 4.2 Taux d’enfouissement des réseaux ...................................................................................... 76 4.3 Proportion et répartition des fils nus ................................................................................... 79 4.4 Proportion et répartition des cabines hautes ...................................................................... 85 4.5 Les départs BT* et HTA* ...................................................................................................... 89 4.6 Évolution des âges du patrimoine ........................................................................................ 93 4.7 Synthèse Patrimoine ............................................................................................................ 99 Les travaux ........................................................................................................ 101 5. 5.1 Travaux réalisé sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF ................................................................ 101 5.2 Travaux d’Élagage ............................................................................................................... 104 5.3 Le traitement des transformateurs contenant du PCB* .................................................... 109 5.4 Les déclarations préalables soumis au SDE35 .................................................................... 110 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 5 L’obligation de contrôle par l’autorité concédante de la bonne exécution des contrats par le concessionnaire, et notamment du respect de ses obligations de résultats, trouve son fondement, pour l’électricité, dans l’article 16 de la loi du 15 juin 1906 sur les distributions d’énergie électrique. L’article 32 du cahier des charges de concession précise par ailleurs les modalités du contrôle des agents de l’autorité concédante ainsi que les pièces à fournir annuellement par le concessionnaire au titre de ce contrôle ; parmi ces pièces figure le compte-rendu d’activités. Les informations issues de ce « Compte-Rendu d’Activités du Concessionnaire » ou « CRAC* » sont complétées par des données détaillées requises par le SDE35 depuis plusieurs années. Le protocole signé entre la FNCCR*, ERDF et EDF le 26 mars 2009, présente également une liste d’indicateurs complémentaires concernant l’acheminement et la fourniture d’électricité et qui vise à étayer les informations à intégrer au Compte-Rendu d’Activité du Concessionnaire. La notion de contrôle est par ailleurs rappelée dans le cadre de l’arrêté préfectoral du 3 novembre 2009, détaillant les compétences du SDE35 à l’article 5 : «… l’exercice du contrôle du bon accomplissement des missions de service public visées ci-dessous, et contrôle du réseau public de distribution d’électricité tel que le prévoit, notamment l’article L. 2224-301 du CGCT ». Le contrôle du concessionnaire par le Syndicat repose à la fois sur un contrôle continu effectué par les agents au quotidien, et un contrôle périodique effectué à partir des données et informations transmises par le concessionnaire. Dans cette optique, le SDE recueille et analyse annuellement un ensemble de données concernant les concessions. Ce contrôle périodique peut également parfois comprendre un audit approfondi sur un thème particulier effectué, soit par des moyens internes, soit par un cabinet d’expertise. L’enjeu du contrôle porte dans un premier temps sur le court terme :  la qualité des services ;  la qualité du produit électricité ;  la relation aux usagers ;  la qualité du patrimoine de la concession. La synthèse et l’analyse de ces données doivent notamment permettre d’orienter les investissements pour les années suivantes, en ciblant les ouvrages et secteurs à prioriser pour la planification des travaux. L’enjeu du contrôle se situe également sur le plus long terme dans la perspective de la fin de contrat de concession et notamment grâce au suivi et l’analyse : Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 6 o de l’évolution de la qualité du patrimoine, et de son état prévisible en fin de contrat de concession ; o des conditions financières de sortie de contrat en 2022. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 7 Le rapport de contrôle de l’exercice 2014 présente une restitution et une analyse des données de la concession sur l’ensemble des domaines qui concernent l’exploitation du réseau de distribution publique d’électricité et la fourniture aux Tarifs Réglementés de Vente. Ce rapport de contrôle a été réalisé à partir :  des données recueillies tout au long de l’année dans le cadre du contrôle au quotidien et du suivi des travaux sur le réseau concédé : les réclamations émanant des particuliers et des collectivités, les déclarations préalables de travaux transmises par le concessionnaire ;  des données détaillées brutes transmises par le concessionnaire dans le cadre d’une liste annuelle de documents et de fichiers souhaités par le Syndicat ;  de données détaillées portant sur plusieurs thématiques de « contrôle opérationnel » : o Pour le concessionnaire de distribution électrique : la facturation d’opérations de déplacements d’ouvrages et de branchements, l’application des dispositions réglementaires portant sur le contrôle technique des ouvrages, la description du processus détaillé de récupération des données d’acheminement ; o Pour le concessionnaire de fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés de vente : le processus de traitement des réclamations.  d’un audit comptable portant sur les données patrimoniales et financières de la concession. Les données à l’échelle départementale sont présentées sur les années 2010 à 2014. Avant 2009, les informations concernant les 18 nouvelles concessions n’ont pas été transmises par le concessionnaire. Pour la troisième année consécutive, un seul CRAC* est présenté puisqu’il rassemble l’ensemble des données à la maille de la concession devenue départementale en 2012. Les tableaux et graphiques présentés dans ce rapport ont tous été élaborés par le Syndicat, sauf lorsque l’origine est précisée sous le document ; les données sources sont issues du CRAC* et essentiellement des fichiers transmis par les concessionnaires. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 10  574 267 points de livraison (+1,3 %)  12,5 % des contrats au marché libre  6415 producteurs dont 99,1 % d’énergie photovoltaïque  210 MVA produits dont 38 % d’énergie éolienne  Des indicateurs de fourniture qui soulignent l’augmentation de la précarité énergétique  Les listes des réclamations fourniture et distribution par commune  L’ensemble des données à l’échelle de la concession Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 11 La population de l’Ille-et-Vilaine, composée en 2013 d’1 036 181 habitants1, connait une progression croissante depuis de nombreuses années. En 2014, l’ensemble des points de livraison de la concession de distribution électrique représente 574 267 contrats, soit une hausse moyenne annuelle de 1,4 % depuis 2011. Le nombre de clients HTA* a légèrement augmenté (+1%), après une tendance à la baisse depuis 2009. Le nombre de clients BT* poursuit une hausse régulière depuis plusieurs années. 1 Population légale LES USAGERS Consommateurs 2010 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Nombre de contrats total 538 148 550 517 560 128 566 991 574 267 1,3% Dont Clients BT 536 759 549 232 558 834 565 711 572 974 1,3% Dont Clients HTA 1 389 1 285 1 294 1 280 1 293 1,0% Consommations (MWh) 6 210 271 6 069 293 6 136 941 6 360 982 5 932 089 -6,7% Dont Clients BT 4 035 947 3 946 801 3 991 831 4 212 894 3 800 257 -9,8% Dont Clients HTA 2 174 324 2 122 492 2 145 110 2 148 088 2 131 832 -0,8% Recettes acheminement (k€) 190 721 195 133 204 464 213 535 205 322 -3,8% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 10A Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 12 La consommation, après une baisse notable de -2,3 % entre 2010 et 2011, expliquée notamment par la douceur des températures en 2011 et deux hausses les années suivantes est marquée par une nette baisse en 2014. Cette chute est également à associer à la douceur des températures hivernales. A l’échelle nationale, la consommation a reculé en moyenne de 6 % par rapport à 2013, et de 0,4% en données corrigées du climat. Depuis plusieurs années, on observe une stagnation de la part de consommation liée à la conjoncture économique. Les usagers du réseau HTA* (0,3% de l’ensemble des points de livraison) représentent plus du tiers de la consommation globale. Le recul de la consommation est surtout notable sur le segment des usagers BT* (-9,8%) alors que celui de HTA* reste contenu (-0,8%). -2,3% Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 15 Coffret de raccordements sur la commune de Saint-Malo-sur-Mel Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 16 La part du nombre de producteurs d’énergie photovoltaïque reste prépondérante en 2014 (99,1 %) alors que la puissance installée ne représente que 28,7 % du parc départemental ; l’énergie éolienne reste la principale source d’énergie renouvelable avec près de 38,3% du parc installé. Les autres types de production sont très minoritaires en nombre mais représentent le tiers de la puissance installée. Les productions intitulées « autres » sont couvertes par diverses sources : biogaz (0,77 % de la puissance installée), biomasse (4,63 %), cogénération (15,72 %), déchets et assimilés (5,27 %), sources dispatchables (6,60 %). LES USAGERS Producteurs 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Nombre de producteurs total 4 673 5 497 6 052 6 415 6% Producteurs énergie éolienne 29 34 32 32 0% Producteurs énergie photovoltaïque 4 631 5 447 6 001 6 360 6% Autres productions 13 16 19 23 21% Puissance installée (MVA) 159 897 172 187 483 209 868 12% Producteurs énergie éolienne 72 054 80 378 80 356 80 356 0% Producteurs énergie photovoltaïque 39 380 47 848 53 577 60 154 12% Autres productions 48 463 43 403 53 550 69 357 30% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 10C Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 17 Le développement de la production d’énergie photovoltaïque a connu une croissance forte depuis 2009, qui s’est nettement ralentie depuis 2011 du fait des modifications des conditions de rachat du courant produit. Les autres formes de production augmentent également de façon régulière ; on observe par contre une légère baisse puis une stagnation pour l’éolien depuis 2012. En termes de puissances installées, après des hausses très marquées jusqu’en 2011, l’évolution globale continue à progresser. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 20 Les réclamations des usagers ou collectivités relatives à la distribution publique d’énergie ou la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente sont adressées à trois entités destinataires : o le Syndicat après réception d’un courrier, ou e-mail, ou appel téléphonique ; o ERDF après réception d’un courrier, ou e-mail ou transfert de dossier par les fournisseurs ; o le fournisseur historique, EDF après réception d’un courrier, ou e-mail ou transfert de dossier par le distributeur. Pour les dossiers les plus complexes, les plaignants peuvent interpeller le Médiateur National de l’Énergie (MNE)*.  La quantité : L’année 2014 a été marquée par une forte augmentation du nombre de réclamations : +109 % passant de 66 à 138 dossiers traités par le Syndicat. Cette hausse est liée à plusieurs facteurs : o De nombreux sinistres consécutifs aux intempéries de l’hiver (tempêtes à répétition et forts niveaux de précipitations) o Une période électorale accompagnée de sollicitations plus nombreuses de la part des communes o Une communication auprès des collectivités renouvelée à l’occasion des élections du Syndicat en mai 2014 et un meilleur relai des requêtes des usagers par les mairies auprès du Syndicat o Un nombre croissant de dossiers litigieux ciblant la qualité des interventions ou les dispositions juridiques des pièces administratives (convention de servitudes)  Les thématiques : Les réclamations enregistrées par le Syndicat s’apparentent à des plaintes pour la plupart, mais enregistrent également quelques demandes précises de renseignements qui peuvent être ainsi mieux suivies et archivées. 0 20 40 60 80 100 120 140 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 65 70 66 65 94 85 66 138 Nombre de réclamations total Réclamations 2014 : Evolution des nombres de réclamations Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 21 Durant l’année 2014, les 138 réclamations traitées sont réparties selon les thématiques présentées dans le graphique ci-après : En 2014, la principale thématique (32 %) concerne comme chaque année, la qualité de distribution électrique : 32 % des plaintes avec 41 réclamations. La seconde thématique porte sur les anomalies techniques liées à des sinistres, à la vétusté du patrimoine et à des dégradations avérées ou supposées après travaux : 33 en 2014 (contre 4 en 2013), 18 concernant ERDF et 15 le Syndicat. Le SDE35 a ainsi été convoqué à 5 expertises liées à des sinistres dans le cadre des travaux sous maîtrise d’ouvrage du SDE35. Les trois autres principales thématiques concernent : o Les demandes de déplacement d’ouvrage (16 %), dont les démarches requises sont particulièrement mal connues : émanant aussi bien des mairies que des particuliers, elles portent sur des mises en conformité, des déplacements de supports ou de lignes dans le cadre de projets de travaux ou pour raisons esthétiques ; o Les dispositions administratives, juridiques, contractuelles et financières (12%) : demandes des mairies au sujet d’aides financières, demandes de remboursement de matériel défectueux dans le cadre de défaut de qualité de tension, des contestations de conventions de servitude ; o Les demandes de renseignements (9 %) : quelques collectivités ont questionné le Syndicat au sujet de projets techniques futurs ; les usagers transmettent des demandes concernant des facturations de travaux ou des implantations de postes ou réseaux (élaboration de devis). Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 22  L’origine : Les deux principaux demandeurs sont les particuliers (45%) et les communes (service ou élus : 41 %). Quelques dossiers sont transmis par ERDF ou les prestataires en charge de la maintenance de l’éclairage public. A noter, pour la première fois, une réclamation transmise par le Médiateur de l’Énergie.  Les entités sollicitées : Parmi ces plaintes ou requêtes : o 78 faisaient appel à l’intervention du concessionnaire ERDF, soit 56% des réclamations (33 en 2013, soit 50%) ; o 51, soit 37 % à celle du Syndicat (25 en 2012, soit 38 %). o 3 plaintes furent destinées à EDF, mais concernaient des problématiques de facturation et/ou de transmission d’information entre fournisseur et distributeur. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 25 En 2013, les délais de clôture avaient été analysés. Les délais de traitement paraissent plus pertinents à prendre en compte, aussi sont-ils présentés en 2014. Les délais de traitement restent la plupart du temps plus limités que ceux de clôture puisqu’ils ne prennent pas en compte le temps de récupération de l’information et de réponse définitives. Malgré cet écart logique, la baisse des délais est bien notable en 2014, passant pour ERDF sous la barre des deux mois.  Les thématiques : En 2014, 3 733 réclamations ont été enregistrées, pour les clients particuliers. Indicateur en nette baisse puisque 4 626 réclamations étaient comptabilisées en 2013 (-19,3%). En 2014, les principales thématiques restent les problématiques de relevés et facturation, suivie de près par la qualité de fourniture. Les répartitions par thématique sont reportées ci-dessous pour l’année 2014. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 26 Les données du SDE et celles d’ERDF ne portent pas sur les mêmes échelles et sur les mêmes thématiques ; elles sont donc difficilement comparables. La catégorie « Qualité de fourniture », communes au concédant et au concessionnaire, présente des valeurs assez différentes : 37 % des objets des réclamations traitées par ERDF, contre 50 % pour le Syndicat.  Les délais de réponse : Concernant les délais de réponse, le nombre de réponses communiquées sous 15 jours représente 94,4 % des réclamations (contre 75,3 % en 2013). Les réclamations ne sont pas traitées de la même façon : les usagers ayant sollicité directement ERDF reçoivent une réponse rapide, alors que le SDE35 doit attendre le plus souvent au moins 30 jours pour avoir une réponse. La rapidité des réponses d’ERDF ne présage pas du contenu de celles-ci : celles fournies dans les 30 jours peuvent correspondre à des réponses d’attente. Le Syndicat prend en compte quant à lui les réponses définitives permettant une clôture de la requête solutionnée ou en instance de résolution.  Les demandes traitées par le service Clients : En 2014, 9 985 demandes de clients Brétiliens ont été reçues par le service clients. Ce qui représente une évolution de + 80 % par rapport à 2013. Le canal majoritaire de réception des demandes reste celui de la ligne téléphonique (83%) même si les autres canaux (courriers, mail via le site erdf.fr) progressent. Cette évolution du message d’accueil a permis une meilleure orientation des clients. En effet, les demandes de raccordement arrivant sur la ligne du service client ont fortement diminué en 2014, passant de 40 % en 2013 à 24,6 % en 2014. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 27 Origine : service Clients ERDF Bretagne Chaque année, le Syndicat réitère son souhait d’avoir à disposition la liste détaillée des réclamations par commune afin de pouvoir analyser de façon exhaustive cette thématique. Par ailleurs, afin de bien distinguer les réclamations concernant le distributeur de celles concernant le fournisseur, la thématique « Relevés et facturations » devrait être divisée avec des intitulés explicites, comme c’est le cas pour les réclamations traitées par EDF.  La qualité des réponses aux plaignants : Le Syndicat souligne la différence de qualité dans les réponses d’ERDF selon l’origine du service en charge de cette réponse, dans le cas de réclamations concernant la qualité de distribution. Les réponses de la direction territoriale sont précises, concrètes et font notamment référence aux incidents réellement observés sur le réseau. Les réponses de la direction inter-régionale sont rarement adaptées à la situation réelle du client. Pour la deuxième année, EDF a fourni des données à l’échelle de la concession dans le cadre des remises de fichiers : il s’agit des réclamations écrites (hors courriel) des particuliers tarifs bleus, y compris celles faisant l’objet de l’instance d’appel. Néanmoins, le Syndicat regrette que ce seul indicateur ne soit pas représentatif de l’ensemble des sollicitations des usagers qui sont avant tout téléphoniques et maintenant également de plus en plus fréquemment transmises par courriel. Le processus de traitements de réclamations a fait l’objet d’une thématique du contrôle opérationnel : voir paragraphe 8.1, ci-après. En 2014, le nombre de réclamations écrites traitées dans le département s’élève à 4 148 alors qu’en moyenne sur l’ensemble des départements de la région Ouest le nombre moyen s’élève à 3 213. Le facteur démographique reste bien sûr prédominant pour comparer les données départementales entre elles. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 30  Répartition par thématique : Les données présentées par thématique ne comprennent que la seule énergie électrique. La distribution (« raccordement » et « qualité de fourniture ») ne représente qu’une faible part des litiges (6%). La contestation du niveau de consommation facturée diminue en 2014, tout en restant la principale source de réclamations : pour la plupart, il s’agit de régularisations de consommations sur plusieurs années, faisant suite à l’absence de relevé de compteur par le distributeur et/ou à l’absence de prise en compte par les fournisseurs des index relevés. Dans cette thématique sont également enregistrés de multiples cas de redressements de consommation consécutifs à des dysfonctionnements de compteur. La facturation, les prix et le règlement occupent également une part importante des sujets. Litiges MNE Répartition par énergie (Concession) Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 31 La satisfaction des clients est présentée, pour le fournisseur historique, comme pour le distributeur dans le Compte-Rendu d’ACtivités (CRAC*). ERDF annonce la poursuite de son projet d’amélioration durable de la satisfaction des clients par un accès simple et lisible au distributeur et une simplification de son organisation pour répondre aux clients, avec notamment la mise en place d’un numéro local de traitement des demandes. ERDF sonde la satisfaction des clients par des enquêtes menées par des instituts de sondage par segment de clientèle, à l’échelle régionale « Bretagne » ou «Grand Ouest ». Les questions portent sur les principales thématiques techniques : qualité de fourniture, relevé des compteurs, raccordement, mise en service de l’installation électrique. A la maille de la concession, l’indicateur global de satisfaction a augmenté en 2014 pour les clients particuliers et professionnels ≤ 36 kVA : plus nettement pour les clients particuliers (+2,5 %) que pour les clients professionnels pour des puissances souscrites inférieures ou égales à 36 kVa (+1,2 %). Les données sur la satisfaction client, au niveau de la Région Bretagne, concernant les clients professionnels (≤ 36 KVA) par type de réclamations n’apparaissent plus dans le CRAC*. Ainsi que les données à l’échelle de la Région ERDF « Ouest » pour les clients BT* ≥ 36 kVa et les clients raccordés en HTA, les clients C2-C4 et les clients CARD*. Le graphique suivant, n’interprète que les données de satisfaction clients particuliers et clients professionnels (≤ 36 KVA), pour les raccordements sur la concession, pour la période 2014. Les données ne sont pas comparables avec les périodes précédentes, elles étaient à l’échelle régionale (Bretagne ou « région » EDF) et non à l’échelle de la concession. +1,2% Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 32 La clientèle chez EDF est répartie en 3 segments : clients « Particulier », « Collectivités locales » et « Entreprises/Professionnels » (PME, PMI, artisans, commerçants, professions libérables et agriculteurs exploitants, entreprises tertiaires…). L’indicateur synthétique de satisfaction pour les « Particuliers » repose sur deux segments de clientèle : ceux-qui se déclarent « très » ou « assez satisfaits » par leur contact avec EDF. Ces critères sont mesurés au niveau national. L’indicateur de satisfaction des « Entreprise/Professionnel » et des « Collectivités locales » est calculé au niveau national, sur une base de note supérieur ou égale à 6 sur 10. Deux modalités d’enquête sont réalisées :  Pour les clients « particuliers », les « entreprises/professionnels », une enquête sur évènement menée chaque mois auprès des usagers ayant été récemment en contact avec un conseiller EDF ;  Pour les clients « collectivités locales », choisies parmi des EPCI, communes, conseils régionaux et généraux, il s’agit d’une enquête par téléphone réalisée par un institut de sondage indépendant. 1 223 collectivités ont ainsi été interviewées en 2014. Ces trois catégories restent stables. Le niveau de satisfaction le plus important est relevé pour les particuliers, les collectivités ensuite, les entreprises restent les moins satisfaites. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 35 Concession 2012 2013 2014 Pour les consommateurs BT* individuels de puissance <= 36 kVA Taux de devis envoyés dans les délais (%) 91,3% 88,0% 79,80% Délai moyen d'envoi du devis (jours ouvrés) 5 8 14 Pour les producteurs BT* individuels de puissance <= 36 kVA Taux de devis envoyés dans les délais (%) 68,00% 85,30% 74,50% Délai moyen d'envoi du devis (jours ouvrés) 31,9 25 41 En 2014, le délai moyen d’envoi du devis concernant les devis de raccordements consommateurs, comme celui relatif aux producteurs se détériorent nettement : + 6 jours et + 16 jours respectivement. Ces deux indicateurs ont ainsi dépassé les seuils ciblés. A noter que ces entités techniques chez ERDF sont distinctes en Bretagne. Depuis 2010, EDF fournit au Syndicat des indicateurs portant sur le conseil aux usagers à l’échelle de la concession. Le nombre de conseils tarifaires est ainsi précisé dans le graphique ci-dessous ; après une augmentation de 15% entre 2012 et 2013, une légère baisse est à noter entre 2013 et 2014 (- 0,77%). En 2014, ces conseils représentent 14 % des contrats « tarifs bleus », à raison d’un conseil par contrat. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 36 EDF transmet depuis 2011, plusieurs indicateurs concernant les contrats de fourniture de la concession pour les seuls tarifs bleus. Le nombre de factures s’est porté à plus de 1,27 millions sur la concession en 2014. Une augmentation de 10,20 % est à noter entre 2013 et 2014. Cette donnée est difficilement interprétable d'une année sur l'autre car elle varie en fonction du choix du mode de paiement choisi par le client. Les relevés de compteurs sont réalisés par ERDF deux fois par an. Si le distributeur ne peut réaliser cette prestation (compteur inaccessible et/ou client absent), le client doit transmettre son relevé au fournisseur. En 2014, 11,7 % des factures ont ainsi été arrêtées sur la base d’un auto-relevé, une tendance en croissance continue depuis 2011. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 37 Les graphiques ci-dessous présentent les taux de prélèvement (i.e. prélèvement automatique) et de mensualisations des clients « tarif bleu résidentiel ». Les factures des clients mensualisés font bien sûr l’objet d’un prélèvement automatique. Ces deux modes de paiement pour les deux types de clientèle augmentent régulièrement et lentement. EDF présente également le taux de lettres de relance unique transmises en cas de non-paiement. La lettre de relance est adressée au client 3 jours après la Date Limite de Paiement (DLP) de la facture. Cette date limite de paiement se situe à J+15 par rapport à la date d'émission de la facture. EDF a envoyé 180 970 lettres uniques de relance en 2014. Une baisse de 5% est enregistrée par rapport à 2013, cette baisse confirme la tendance des 3 dernières années, mais reste néanmoins préoccupante. EDF propose plusieurs indicateurs liés à la fluctuation des contrats nouveaux et renouvelés : Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 40 EDF présente dans le compte-rendu d’activité les différents indicateurs relatifs à l’aide aux personnes en difficulté de paiement. La Tarification Spéciale de l’Electricité "produit de première nécessité" a été mise en place par le décret du 8 avril 2004. Il prévoit que la tarification sociale soit ouverte aux personnes physiques disposant de revenus leur donnant droit à la Couverture maladie universelle complémentaire (CMUC) ou à l’aide au paiement d’une assurance complémentaire de santé (ACS). Le nombre de dossiers TPN* traités ne cesse d’augmenter avec une évolution de +63,3% en 2014, du fait des dispositions d’automatisation des procédures d’attribution (depuis la publication du décret n° 2012-309 du 6 mars 2012). Au niveau concession, le nombre de dossiers est de 26 653 en 2014 (soit + 57,9 %) de plus qu’en 2013. 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 2012 2013 2014 9 958 16 874 26 653 Nombre de dossiers TPN traités + 57,9% Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 41 Les usagers TPN* représentent 5,3 % des contrats au tarif bleu (3,8 % en 2013). Conformément à la loi Brottes d’Avril 2013, le Syndicat Départemental d’Energie d’Ille-et-Vilaine contrôle depuis 2014 l’application des tarifs sociaux auprès de l’ensemble des fournisseurs. Hors trêve hivernale, le service minimum est un dernier recours pour éviter la suspension de fourniture d'électricité. Lorsqu’EDF ne peut entrer en contact direct avec son client en situation d'impayés, le SMI est installé pour ne pas interrompre la fourniture d'électricité. Il s'agit pour EDF d'alerter le client et de l'inciter à réagir en prenant contact avec EDF. La fourniture maintenue équivaut à une puissance de 1000 W ; elle permet, par exemple, de s'éclairer et d'utiliser un chauffage d'appoint. Le SMI évite la suspension d'électricité, et laisse ansi au client un délai de 8 jours pour se manifester. Sans contact du client une coupure ferme est alors programmée. Par ailleurs, pendant l’hiver, EDF ne suspend pas l’électricité pour les clients bénéficiant ou ayant bénéficié d’une aide du Fonds Solidarité pour le Logement (FSL) dans les 12 derniers mois précédant le 1er novembre de l’année en cours. L’évolution de cet indicateur sur les trois dernières années (+1,52% en 2013 et +96,8 % en 2014) manifeste également l’augmentation de la précarité énergétique. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 42 Le service « accompagnement énergie », lancé par EDF début 2010, permet d'apporter gratuitement, une solution personnalisée, à tout client, qui informe EDF, de sa difficulté à payer sa facture d'électricité. Le conseiller d'EDF, vérifie que le client bénéficie du tarif qui correspond à son mode de consommation et lui donne des conseils en matière d'économies d'énergie. Il peut également lui proposer un mode de paiement plus adapté à sa situation, ainsi qu'un nouveau délai de paiement. Si nécessaire, le conseiller d'EDF, oriente le client vers les services sociaux à qui il transmet un compte rendu détaillé de la situation du client, afin de faciliter sa prise en charge. Pendant les démarches, le client bénéficie du maintien de son alimentation électrique à la puissance souscrite, un objectif majeur étant d’éviter le plus possible la suspension de fourniture pour impayés. La forte croissance de cet indicateur (+55% en 2012 puis +44% en 2013) est liée à la crise qui impacte le nombre de personnes en difficulté de paiement. + 96,8% + 1,52% Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 45 Le suivi et le contrôle de la qualité de distribution de l’électricité s’appuient sur l’analyse de 2 familles d’indicateurs :  Les indicateurs de coupure, qui reflètent la continuité de l’alimentation : o le critère B* correspond au temps moyen de coupure basse tension par usager et par an o le taux d’incidents illustre la fiabilité du réseau, o les fréquences de coupure longues, brèves et très brèves,  les nombres de clients et départs mal alimentés, représentant la qualité de tension dont les valeurs minimales et maximales répondent à des obligations réglementaires. Ces indicateurs sont également analysés dans le cadre des conférences départementales « Loi NOME* », mises en place en Ille-et-Vilaine depuis décembre 2012. Celles-ci ont pour objectif le partage des informations relatives aux investissements des maîtres d’ouvrage (ERDF et SDE35), programmés pour l’année à venir. Ces planifications et coordinations de travaux sont alors mises en œuvre à l’appui du bilan détaillé présentant les niveaux de qualité et l’état du patrimoine durant l’année en cours. Le critère B* correspond à la durée moyenne annuelle de coupure d’un usager alimenté en Basse Tension. Il doit être analysé au regard des différentes causes de coupure : évènements exceptionnels, incidents, travaux, interventions sur le réseau Haute Tension. Comme pour les quatre précédents exercices de contrôle, le Syndicat a reconstitué lui-même les données de critère B* par commune à partir des fichiers présentant l’ensemble des coupures. Le concessionnaire ne peut remettre au SDE les données par commune en présentant le motif suivant : « le contrôle s’entend au niveau de la concession et la maille d’analyse du critère B* est bien celle-ci ». La comparaison des cartes représentant les données reconstituées par le Syndicat et celles transmises par ERDF, permet de mettre en évidence un faible écart entre ces deux types de données. En 2014, le critère B* toutes causes confondues s’établit à 50,4 minutes pour le département, et est en nette baisse après une année 2013 marquée par des tempêtes nombreuses où cet indicateur atteignait 74 minutes. 7 minutes de coupure furent attribuées à ces perturbations climatiques, le critère B* toutes causes confondues hors incident exceptionnel atteignant ainsi 67 minutes. Aucun incident exceptionnel ne vient corriger le critère B* en 2014. L’indicateur reste est inférieur aux données régionales (162 min) et nationales (67 min), hors incident. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 46 Exception faite de l’année 2013, le critère B*, Toutes Causes Confondues, retrouve la relative stabilité observée depuis 2009. La meilleure tenue du réseau HTA* en 2014 explique la nette baisse des durées de coupures en 2014, les coupures pour travaux restant relativement stables. Les coupures sur le réseau BT* liées aux incidents amorcent également une lente baisse depuis 2012. La durée des coupures pour travaux sur le réseau HTA* varie sensiblement d’une année à l’autre depuis 2010. Les travaux liés au plan de vérification des transformateurs pouvant contenir de faibles quantités de PCB* (polychlorobiphényles) n’imposent maintenant plus que des temps de coupures minimes : 0,7 minutes (0,5 minutes en 2013), contre 4,6 en 2011 et 1,1 en 2012. LA QUALITE DE L'ENERGIE 2010 2011 2012 2013 2014 Moyenne 2011-2014 Total département 35 Critère B* (min) 58,1 62,9 55,7 74,1 50,4 60,8 Critère B BT (min) 9,8 10,6 12,7 12,6 10,1 11,5 BT travaux (min) 3,7 2,9 2,9 3,1 3,8 3,2 BT incidents (min) 6,1 7,7 9,8 9,5 6,3 8,3 Critère B HTA (min) 48,0 52,0 39,0 60,2 39,1 47,6 HTA travaux (min) 20,4 14,4 13,6 18,0 16,9 15,7 HTA incidents (min) 27,6 37,6 25,4 42,2 22,2 31,8 Amont (min) 0,2 0,3 4,0 1,4 1,2 1,7 Critère B pour travaux BT+HTA (min) 24,1 17,3 16,6 21,1 20,7 18,9 Critère B pour incidents BT+HTA (min) 33,9 45,6 39,2 53,0 29,7 41,9 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50A Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 47 Depuis l’année 2011, le temps de coupure consécutif aux interventions d’élagage marque une tendance à la hausse, directement liée à l’augmentation des longueurs traitées ainsi qu’aux renforcements des dispositions réglementaires. En 2014, ce temps de coupure atteint 9 minutes : voir chapitre 5.2. La part de coupures affectées aux incidents a nettement baissé en 2014 et représente près de 60 % de la durée totale de coupure. La part des coupures sur le réseau HTA* tient une part prépondérante (78% des coupures sur le réseau HTA* en 2014) et la part des incidents HTA* représente 44 % du temps de coupure global. On rappellera en effet qu’un incident sur le réseau HTA* impacte en moyenne 1000 clients contre 30 clients sur le réseau BT*. Dans le cadre de la programmation des investissements dans un contexte de prévention des coupures, le critère B* lié aux incidents témoigne de la fragilité des réseaux, notamment face aux intempéries. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 50 Les zones pénalisées par des temps de coupures atteignant plus de deux heures (communes en orange et rouge au nombre de 119 en 2014) sont plus dispersées que les années précédentes. La zone située autour de Plélan au niveau de la forêt de Brocéliande reste encore très marquée par les durées de coupure, ainsi que l’est de l’agglomération de Fougères et la vallée du Couësnon. Ce même indicateur observé sur 3 années, fait apparaitre les zones régulièrement affectées par les coupures : les communes rurales d’une frange Nord du département, la zone nord et est en périphérie de Fougères, et quelques groupements de communes plus dispersées. La fragilité du réseau peut être plus finement analysée au regard de l’indicateur critère B* HTA* incidents afin de localiser les zones prioritaires de renouvellement du réseau, pris en charge par le concessionnaire. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 51 Quatre zones impactées par les incidents HTA* se détachent plus visiblement : autour de la vallée du Couësnon, à l’est du Pays de Fougères, en bordure est du littoral, dans le secteur de la forêt de Paimpont et au sud-est du département. Ces zones se retrouvent assez distinctement sur la carte présentant les données moyennes 2012- 2014 (ci-après). Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 52 La commune de Paimpont et ses voisines du nord conservent un taux de coupure important lié aux risques engendrés par leur fort boisement, lors d’épisodes météorologiques ventés. La zone entourant la commune de Dol, au Nord du département, fait l’objet depuis 2013 de travaux d’ampleur par le concessionnaire, et également par le Syndicat qui accompagne ERDF en intervenant sur le réseau BT* des secteurs concernés. Ces travaux HTA* consistent à limiter les risques liés aux forts phénomènes venteux par le remplacement des réseaux aériens les plus fragiles. Ces opérations sont intégrées à un plan global d’intervention mis en place par ERDF, intitulé «Plan Aléas Climatiques » qui a également vocation à résorber les réseaux situés dans les secteurs boisés ou soumis aux inondations et aux phénomènes caniculaires. L’analyse de l’origine « Incidents » pour la Basse Tension mérite d’être distinguée entre communes rurales et urbaines. En effet, suivant le contrat de concession, la maitrise d’ouvrage des travaux sur les réseaux BT* est principalement assurée par le Syndicat sur les communes en régime rural et par ERDF sur celles en régime urbain. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 55 Après trois années de stabilité, le taux d’incidents mesuré sur 100 km de réseaux a augmenté de façon significative depuis l’année 2012. Le réseau BT* des communes rurales subit plus de deux fois plus d’incidents que celui des communes urbaines. Les cartes ci-dessous illustrent la dispersion importante des valeurs pour les communes rurales comme pour les communes urbaines. 93 communes (contre 89 en 2013) rencontrent plus de 10 accidents/100 km et près du tiers des communes rurales se situent au-dessus de la moyenne de 7,22 incidents / 100 km. Incidents BT/100 kms 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Total département 35 Nombre d'incidents BT 894 1 022 1 007 Taux d'incidents / 100 kms 5,52 5,36 5,46 6,49 7,36 7,22 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50D Incidents BT/100 km Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Multipérimètre 2014 Nombre d'incidents BT 1 007 709 298 Taux d'incidents / 100 km 7,2 8,0 5,9 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 50C Nombre incidents BT / 100 km 2014 - communes rurales D communes wanes M 0:2n0œns EM De 235 nadents En De 57 incidents En De 7 à i0inodents M - 10 nocents C1 Communes rurales M 6:02 incidents EM De2as incidents EN De5a7 incidents EM 0672 10mcdents EM -- 10 ncidents Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 56  Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 57 La continuité de l’énergie s’apprécie également au regard des nombres moyens annuels de coupures, c’est-à-dire les fréquences de coupures, qui se décomposent en 3 types :  les microcoupures ou coupures très brèves, inférieures à 1 seconde ;  les coupures brèves : de 1 seconde à 3 minutes ;  les coupures longues : plus de 3 minutes. Avec une moyenne de 1,33, les fréquences de coupures brèves évoluent peu sur les 5 dernières années. Les fréquences de coupure longues (0,65) baissent nettement en 2014 après quatre années fluctuant autour de la valeur de 0,8 coupures. La hausse des fréquences très brèves se confirme depuis 2010. On rappellera que les coupures brèves et très brèves sont la conséquence du déclenchement des appareils de protection présents sur le réseau aérien HTA*. Une coupure brève est provoquée en cas de persistance (environ 3 coupures) d’une coupure très brève. Ainsi en proportion le nombre de coupures des fréquences très brèves est environ trois fois plus important. Les départs HTA* à typologie prépondérante en aérien sont les plus exposés à ces coupures très brèves et brèves. Nombre moyen annuel de coupures (fréquences de coupures) 2 011 2 012 2 013 2 014 Total département 35 Fréquence de coupures très brèves (< 1s) 3,95 3,87 4,41 4,52 Fréquence de coupures brèves (> 1s et < 3 min) 1,10 1,31 1,45 1,33 Fréquence de coupures longues (> 3 min) 0,71 0,84 0,90 0,65 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 60 Pour les coupures brèves, deux zones apparaissent plus fragiles, dans l’axe Rennes Antrain et autour de Plélan et Paimpont. 50 communes cumulent 4 ou plus de 4 coupures annuelles depuis 2010. Elles sont dispersées sur l’ensemble du département. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 61 Seulement 15 communes du département ont subi 3 ou plus de 3 coupures longues durant l’année 2014. 11 communes sont concernées par plus 3 de coupures annuelles sur les 5 dernières années. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 62 La qualité de l’électricité peut également être analysée au regard de la tenue de tension d’alimentation. Celle-ci doit respecter le décret n°2007-1826 et son arrêté d’application du 24 décembre 2007, modifié par celui du 18 février 2010, qui ont porté la plage de tension BT* de (230V - 10%, 230V + 6%), à (230V -10 %, 230V +10 %). La tension en tout point du réseau BT* doit être comprise entre 207 et 253 volts contre 207 et 244 volts auparavant. Pour permettre d’utiliser toute la plage de tension autorisée, ERDF a mis en œuvre en mars 2011 un nouveau plan de tension qui consiste principalement à relever le niveau général de la tension sur les réseaux BT* pour réduire ainsi le nombre d’usagers qui bénéficie d’une tension inférieure à 207 volts. Ceci nécessite de relever le niveau de tension des réseaux HTA*, mais aussi de relever les niveaux de tension de sortie des transformateurs, lorsque les appareils le permettent. Dans la pratique, ce type d’opérations est peu pratiqué et il subsiste une grande incertitude sur le niveau de qualité de tension perçu par les usagers et la qualité théorique consécutive à l’application de ce nouveau plan de tension. La mesure de la qualité de tension est en général évaluée grâce à 2 indicateurs :  le nombre de départs BT* mal alimentés (DMA*) lorsqu’au moins un usager du départ bénéficie d’une tension hors de la plage réglementaire ;  le nombre d’usagers mal alimentés (CMA* pour Client Mal Alimenté) : il s’agit du nombre d’usagers qui bénéficient d’une tension hors de la plage réglementaire. Le décret n°2007-1826 du 24 décembre 2007 prévoit des seuils, en deçà desquels, les objectifs fixés par celui-ci, sont considérés comme non respectés et ouvrent droit à des pénalités. Ainsi, le décret qualité est considéré comme respecté si ce taux de CMA* n’excède pas 3% sur l’ensemble des communes du département. Les données de CMA* transmises par ERDF marquent une très nette baisse en 2010, baisse lente et continue les années suivantes. QUALITE ET CONTINUITE de l'ENERGIE 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Nombre de clients mal alimentés 7 913 3 754 3 091 2 637 2 353 1 960 % de clients mal alimentés 1,5% 0,7% 0,6% 0,5% 0,4% 0,3% Nombre de départs mal alimentés 1 342 707 618 559 529 529 % de départs mal alimentés 3,6% 1,8% 1,6% 1,4% 1,3% 1,3% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 50E Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 65 Le protocole FNCCR* de 2009 statuant sur les indicateurs à produire par les concessionnaires, exige la fourniture de données relatives aux contraintes de tension. Un départ BT* est classé en « contrainte de tension » lorsqu’il comporte au moins un client pour lequel le niveau de tension à son point de livraison sort de la plage de variation admise par rapport à la tension nominale (- +10 % - 10 %). ERDF fournit ces données depuis 2012, à l’échelle départementale, pour le réseau BT* (dépassement à plus de 10 % de la tension nominale) et HTA* (dépassement à plus de 5 % de la tension nominale). Le niveau des départs BT* en contrainte de tension de plus de 10% a légèrement baissé ; la baisse du taux de départs HTA* pour lequel la chute de tension est supérieur à 5% de sa tension contractuelle, est beaucoup plus nette. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 66 Le cahier des charges de concession, dans le cadre de l’article 11 modifié par l’avenant 1 du 31 Juillet 1992, définit également des seuils de qualité à respecter à partir de l’année 1998. Ils correspondent à des indicateurs de coupure qu’aucun client ne doit subir sur une année, soit :  plus de 6 coupures longues sur défaillance du réseau HTA* ;  plus de 3 heures de coupures longues sur défaillance du réseau HTA* ;  plus de 70 coupures très brèves dues au réseau HTA* ;  plus de 30 coupures brèves dues au réseau HTA*. Depuis l’année 2012, ERDF fournit les indicateurs suivants :  le nombre de clients subissant plus de 6 coupures longues sur défaillance du réseau Toutes Causes Confondues ;  le nombre de clients subissant plus de 6 coupures longues sur défaillance du réseau à la suite d’incident situé en amont du réseau BT* ;  le nombre de clients subissant plus de 30 coupures brèves Toutes Causes Confondues ;  le nombre de clients subissant plus de 3 heures de coupures longues en durée cumulée sur l’année ;  le nombre de clients subissant plus de 3 heures de coupures longues en durée cumulée sur l’année à la suite d’incident situé en amont du réseau BT*  le nombre de clients subissant plus de 6 heures consécutives de coupures longues, Toutes Causes Confondues. Ces indicateurs ne correspondent pas au cahier des charges car les coupures du réseau de transport sont également comprises dans les données proposées par ERDF. Par ailleurs, le nombre de clients subissant plus de 70 coupures très brèves dues au réseau HTA* n’apparait pas. Cette seconde série de données répond néanmoins au protocole d’accord signé le 26 mars 2009 entre la FNCCR* et ERDF, qui n’évoque pas la notion d’origine des coupures et leur éventuel cumul. Les indicateurs de continuité de fourniture fournis par ERDF sont présentés dans les deux graphiques ci-après. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 67 L’ensemble des 6 indicateurs a connu une nette baisse entre 2013 et 2014. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 70 Un groupe de travail réunissant des représentants d’ERDF ainsi que des représentants de la FNCCR* a proposé fin 2013 de compléter l’approche statistique de la méthode « GDO*-SIG », par la prise en compte de facteurs pouvant influencer localement cette évaluation. Ces nouvelles dispositions ont été mises en œuvre en 2015 pour l’évaluation de la qualité de l’exercice 2014 et s’appuient sur l’arrêté du 16 septembre 2014. L’évaluation locale réalisée en concertation entre l’AODE* et le concessionnaire porte sur plusieurs facteurs d’influence : 1. les chutes de tension sur les réseaux HTA* excédant 5% 2. le réglage des prises des transformateurs HTA*/BT* 3. les résidences secondaires 4. le nombre de réclamations avérées non identifiées par l’outil GDO*-SIG. Le SDE35 et la direction territoriale d’ERDF Ille-et-Vilaine ont échangé à ce sujet au début du printemps. Le SDE35 regrette que certaines données utiles au traitement de ce sujet en complète transparence ne soient pas fournies par ERDF. Il s’agit des indications relatives au réglage des prises à vide. Le motif présenté fut le suivant : « le réglage des prises à vide n’est pas une caractéristique intrinsèque des transformateurs, mais un acte d’exploitation dont le concessionnaire n’a pas à rendre compte de façon détaillée ». Les échanges ont porté plus particulièrement sur les réclamations de qualité de tension qui n’ont pas été relevées par l’outil GDO-SIG. 43 dossiers sont ainsi concernés pour l’année 2014, ce qui impacte faiblement le facteur d’influence correspondant. Le tableau ci-dessous présente les différentes pondérations affectées aux facteurs d’influence après échanges entre le concessionnaire et le SDE35. Source : ERDF Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 71  11 607 km de réseau HTA*  13 957 km de réseau BT*  15 819 postes de transformation  Taux d’enfouissement : 33 % HTA*, 39 % BT*  Renouvellement des cabines hautes  Renouvellement des ouvrages les plus vieillissants Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 72 Les réseaux HTA* comme BT* connaissent globalement une croissance lente, plus marquée néanmoins pour les câbles souterrains (+3,4% pour la HTA* et +3,3% pour la BT*). Seuls les postes préfabriqués sont en augmentation (+6,1 %), les postes sur poteaux et maçonnés diminuent lentement. Les cabines hautes continuent leur régression avec 4,7% de moins qu’en 2013 ; depuis 2011 la baisse du nombre de ces postes atteint 9,1%. Réseau HTA 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Réseau HTA Longueur totale HTA (kms) 11 379 11 464 11 539 11 607 0,6% Dont longueur HTA souterrain 3 387 3 518 3 662 3 786 3,4% Dont longueur HTA aérien nu 7 991 7 945 7 878 7 821 -0,7% Dont longueur HTA aérien FS 25,3 24,8 24,8 24,1 -2,6% Taux d'enfouissement HTA (%) 29,8% 30,7% 31,7% 32,6% 2,8% Âge moyen HTA (année) 24,4 25,0 25,6 25,1 -1,6% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21B Réseau BT 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Réseau BT Longueur totale BT (kms) 13 676 13 781 13 884 13 957 0,5% Dont longueur BT souterrain 4894 5071 5254 5428 3,3% Dont longueur BT torsadé 5231 5276 5371 5537 3,1% Dont longueur BT aérien nu 3551 3434 3258 2993 -8,2% Dont longueur BT faible section (km) 958 925 866 787 -9,1% Taux d'enfouissement BT (%) 35,8% 36,8% 37,8% 38,9% 2,8% Taux fil nu BT (%) 26,0% 24,9% 23,5% 21,4% -8,6% Taux fil nu faible section BT (%) 7,0% 6,7% 6,2% 5,6% -9,6% Âge moyen BT (année) 25,8 26,1 26,1 26,0 -0,4% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21C Postes de transformation 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Nombre de postes de transformation 15 333 15 514 15 666 15 819 1,0% Postes sur poteau 8 102 8 071 8 020 7 988 -0,4% Postes préfabriqués 3 440 3 661 3 890 4 129 6,1% Postes maçonnés 3 791 3 782 3 756 3 702 -1,4% Dont postes cabines hautes 1 285 1 261 1 226 1 168 -4,7% Âge moyen (année) 24,9 25,3 25,7 26,0 1,1% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21D Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 75 Les différences des niveaux d’urbanisation liées à la typologie de communes expliquent les répartitions contrastées observées au niveau des postes : des postes sur poteau dans les zones rurales où les puissances requises sont souvent moins importantes et des postes maçonnés dans des projets de développement urbain dense. Le patrimoine de la concession porte également sur :  le taux d’enfouissement qui peut être mis en corrélation avec la fragilité du réseau, notamment en cas d’intempéries ;  les taux de fil nu BT* et taux de fil nu BT* faible section, ouvrages considérés comme obsolètes, car vulnérables en cas d’aléas climatiques en particulier ;  le taux de poste de type « cabines hautes », catégorie d’ouvrage âgée et obsolète ;  les données relatives aux départs BT* et HTA*;  l’âge des réseaux, critère pertinent dans l’analyse de la fiabilité du réseau et de la qualité de distribution. 26% 30% 44% Postes communes urbaines Sur poteau Préfabriqués Maçonnés 2014 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 76 L’augmentation de l’enfouissement du réseau HTA* marque un léger ralentissement : 0,9 % en 2014 après plusieurs années de croissance s’élevant à 1%. L’augmentation de l’enfouissement du réseau BT* quant à lui augmente de 1,1 point après plusieurs années à 1 ou moins de 1 point. Le taux de fil nu BT* diminue notablement depuis 2010, atteignant en 2014, une baisse de 9,6 % pour le réseau de nu de faible section. A titre comparatif, le taux d’enfouissement HTA* à l’échelle nationale est de 46% et 35,2% en Bretagne. Le taux d’enfouissement BT* sur l’ensemble du territoire atteint 43% et 36,1% en Bretagne. La disparité entre les communes urbaines et rurales est particulièrement marquée pour les réseaux HTA*. Taux d'enfouissement 2011 2012 2013 2014 Total département 35 Taux d'enfouissement BT (%) 35,8% 36,8% 37,8% 38,9% Taux d'enfouissement HTA (%) 29,8% 30,7% 31,7% 32,6% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21F Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 77 Les principales zones urbaines, où le développement des réseaux a toujours été plus soutenu, ont des valeurs de taux d’enfouissement avoisinants ou supérieurs à la moyenne du département. Le facteur géologique est à prendre en considération dans la faisabilité de l’enfouissement, notamment dans le nord du département où le sol est composé essentiellement de roches granitiques, plus difficiles à extraire pendant les travaux. L’agglomération rennaise et des villes de Vitré, Fougères et Saint-Malo, secteurs où le développement urbain accompagné d’un fort déploiement des réseaux électriques, bénéficient des plus forts taux d’enfouissement. 31 % des communes ont des taux d’enfouissement inférieurs à 20 %. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 80 Entre 2010 et 2014, la longueur de fil nu du réseau BT* a baissé de 17,1%, et en particulier de 19,7 % pour la part représentée par le fil nu faible section. La réduction la plus importante est observée en 2014, deuxième année durant laquelle le programme de résorption des fils nus, initié par le Syndicat en 2011, s’est pleinement développé : 8,2 % de réduction du réseau entre 2013 et 2014 et 9,1 % pour la part fil nu faible section. La démarche de résorption des fils nus, du fait de leur fragilité, a été fixée comme un axe prioritaire de la politique d’investissement du SDE35. La proportion des réseaux fil nu faible section reste néanmoins importante dans le département, notamment dans les secteurs nord et est et de façon plus dispersée dans le sud du département comme le soulignent les cartes ci-après. LE RESEAU BT FAIBLE SECTION Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Multipérimètre 2014 Nombre total de postes 15 819 10 680 5 139 Réseau aérien nu 2 993 2 107 885 Dont aérien faible section 787 627 160 % réseau aérien nu 18,9% 19,7% 17,2% % réseau faible section 5,0% 5,9% 3,1% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21H -3,5% -2,2% -3,4% Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 81 La comparaison entre les cartes 2014 et 2011 permet d’apprécier la régression du taux de fil nu dans de nombreuses communes. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 82 Seules deux communes urbaines, soit 4 % de celles-ci, présentent plus d’un tiers de leur réseau BT* en fil nu (communes en rouge et orange) alors que ce taux atteint 22 % pour les communes rurales (77 communes). Entre 2013 et 2014, 19 communes ont franchi le cap du taux de de moins 30% de fil nu. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 85 es cabines hautes ont été construites avant les années 70. Chacune abrite un transformateur et assure la répartition des réseaux aériens HTA* et BT* associés au transformateur. Cabine haute rénovée sur la commune de Saint-Just (Juillet 2013) : structure extérieure et poste de transformation Le nombre de cabines hautes en Ille-et-Vilaine s’établit à 1 168 soit 7,4 % des postes en 2014 sur un total de 15 819 postes de transformation HTA*/BT*. Leur remplacement répond à des contraintes techniques (vétusté, facteur accidentogène…) et/ou à une valorisation esthétique du réseau sur le secteur concerné. Ces ouvrages constituent les postes de transformation les plus âgés ; néanmoins un certain nombre d’entre eux a fait l’objet de changement de transformateurs et/ou d’armement. Ces informations sont maintenant partiellement fournies au SDE35 par le concessionnaire, dans le cadre de la programmation des investissements suivant la démarche PCDMR*. L’évolution moyenne sur les 4 dernières années est de -9,1 %, soit en moyenne -2,2 % par an, ce qui, malgré une réduction plus dynamique d’année en année, est largement inférieur au taux moyen qui serait nécessaire pour le remplacement de toutes les cabines hautes avant fin 2022, année d’échéance du contrat. Néanmoins, leur diminution s’intensifie nettement depuis l’année 2011. Postes de transformation 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Nombre de postes de transformation 15 333 15 514 15 666 15 819 1,0% Dont postes cabines hautes 1 285 1 261 1 226 1 168 -4,7% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 21D Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 86 La proportion de cabines hautes est trois fois plus importante dans les communes rurales, secteur où elles ont été plus largement développées. Elles sont dispersées dans le département de façon relativement hétérogène. La comparaison entre les cartes 2014 et 2011 permet de distinguer les communes dont le nombre de cabines a été réduit à l’occasion des travaux de renforcement ou d’effacement des deux maîtres d’ouvrage. 26 % des communes comportent plus de 5 cabines hautes sur leur territoire, et 11% aucune. LES POSTES CABINES HAUTES Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Multipérimètre 2014 Nombre total de postes 15 819 10 680 5 139 Dont cabines hautes 1 168 1 001 167 % cabines hautes 7,4% 9,4% 3,2% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21I +1,2% +1,2% +1% +1% -1,6% -1,9% -2,8% -4,7% Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 87 La proportion de cabines hautes est particulièrement forte sur une frange nord et sud du département. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 90 Les différents graphiques ci-après illustrent la différence de densité relative au nombre d’usagers sur le réseau BT* par type de commune : 23 usagers par km de réseaux ruraux contre 72,7 usagers par km de réseaux urbains. Ils sont plus longs (+20%) dans les communes rurales, facteur plus pénalisant pour la qualité de distribution de l’énergie. On comptabilise 43,4 mètres de réseau BT* par usager dans les communes rurales contre plus de trois fois moins (13,8 mètres) dans les communes urbaines. LES DEPARTS BT Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Multipérimètre 2014 Nombre départs BT 40 382 21 582 18 800 Nombre de postes HTA/BT alimentant les départs BT 15 819 10 680 5 139 Longueur totale en Km 13 957 8 914 5 043 Nombre d'usagers BT total 572 081 205 434 366 647 Longueur totale des départs en Km 13 957 8 914 5 043 Nombre d'usagers BT par km de réseau BT 41,0 23,0 72,7 Longueur moyenne de réseau BT par usager en mètres 24,4 43,4 13,8 Nombre moyen d'usager par départ BT 14,2 9,5 19,5 Longueur moyenne des départs BT en mètres 346 413 268 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 21F 41,0 23,0 72,7 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Nombre d'usagers BT par km de réseau BT 14,2 9,5 19,5 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Nombre moyen d'usager par départ BT 24,4 43,4 13,8 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0 Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Longueur moyenne de réseau BT par usager en mètres 346 413 268 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Total département 35 Communes rurales Communes urbaines Longueur moyenne des départs BT en mètres Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 91 Près des deux tiers des usagers BT* se trouvent en zone urbaine, et le nombre de départs se répartit presque équitablement, avec une majorité de 53 % de présence dans les communes urbaines. Les départs HTA* correspondent aux portions de câbles alimentant le réseau moyenne tension depuis les postes sources*. Départs HTA* issus du poste source*de Montfort-Sur-Meu Crédits Photos Fabrice Jouault - SDE35 Caractéristiques des départs HTA 2011 2012 2013 2014 Nombre de départ 475 470 484 484 Longueur total réseau (km) 11 539 11 614 11 930 11 964 Aérien 8 303 8 125 8 186 8 098 Souterrain 3 421 3 488 3 744 3 866 Longueur moyenne des départs sur la concession (km) 24 25 25 25 Nombre de départs HTA de longueur supérieur à 70 km 10 9 7 9 Nombre de départs HTA à chute de tension comprise entre 5 % et 7 % 15 3 4 9 Nombre de départs HTA à chute de tension supérieure à 7 % 1 452 464 - NB clients BT 553 665 558 840 573 945 580 745 NB clients MT 1 330 1 318 1 341 1 340 Nb OMT NC 2 396 2 396 NC NB OMT bouclage NC 388 388 NC NB OMT par départ HTA aérien NC 5,6 5,3 5,0 Source : B2-01 pluriannuel ; onglet Synthèse NC = Donnée non communiquée Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 92 Les valeurs concernant les départs HTA* sont stables : au nombre de 484, leur longueur moyenne est de 25 km. Les données concernant les Ouvrages de Manœuvre Télécommandés (OMT*) avaient été fournies par ERDF depuis l’année 2012 ; ce n’est plus le cas en 2014. Le développement de ces appareils contribue à l’amélioration de la réactivité des équipes d’exploitation en cas d’incident sur le réseau. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 95 En 2014, l’âge moyen des ouvrages de la concession est d’environ 25,7 ans. Une projection du vieillissement des ouvrages les plus obsolètes (aérien nu HTA*, aérien nu BT* et les cabines hautes) qui prend en compte la tendance évolutive observée entre l’année 2013 et l’année est proposée ci-dessous. Cette projection souligne la limitation du vieillissement depuis 2012, notamment pour les réseaux nus. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 96 Depuis 2012, l’une des priorités du Syndicat est d’interrompre ce vieillissement, voire de réduire la moyenne d’âge actuelle des ouvrages. L’opération de résorption des fils nus BT* répond pleinement à ces objectifs et porte ses fruits pour la première année. Les 3 graphiques ci-après présentent l’évolution des différentes typologies de câbles et postes suivant des périodes de 5 années. Ils permettent de mettre en valeur les époques constructives liées aux mutations et améliorations technologiques des ouvrages. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 97 L’enfouissement des réseaux HTA* a démarré significativement dans les années 80 et s’est amplifié jusqu’à devenir la technique dominante dans les années 90. La part de l’aérien a nettement ralenti depuis le début des années 2000. Pour les réseaux BT*, les typologies « torsadé » et « souterrain » ont pris leur essor dans les années 70 au détriment de l’aérien. La technique souterraine est devenue majoritaire à la fin des années 90. Ce graphique met ainsi en évidence le caractère vieillissant du réseau aérien BT* nu remplacé depuis les années 70 par du réseau torsadé, plus résistant. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 100  699 dossiers de travaux traités par le concessionnaire : 315 km de réseaux posés et 280 postes de transformation installés  Des données précisées dans le cadre des rapports « conférence Loi NOME »  L’élagage valorisé depuis 2010  Le traitement des transformateurs contenant du PCB* conforme à la règlementation  Des données concernant l’élagage insuffisantes pour assurer un contrôle précis  Aucune information précise relative aux branchements et aux transformateurs  Une fourniture des articles 2 et 3 par ERDF non exhaustive  Absence de données concernant les ouvrages non localisés Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 101 La loi NOME* du 7 Décembre 2010 a instauré la mise en place de conférences départementales annuelles, organisées sous l’égide du préfet avec les Autorités Organisatrice de la Distribution et le concessionnaire ERDF dont l’objectif est la présentation des investissements réalisés et futurs sur le réseau électrique. La sécurisation des réseaux et donc l’amélioration de la qualité de l’énergie distribuée représentent les enjeux de ce nouveau dispositif institutionnel qui doit conduire à une vision partagée des programmes de travaux sur le réseau électrique. Pour la préparation et la présentation de chaque conférence, conformément aux dispositions réglementaires, le SDE35 prend en charge l’élaboration d’un rapport qui après un diagnostic qualité et la description du patrimoine de la concession, propose un état des lieux des travaux de l’année passée puis aboutit à la présentation des priorités d’investissements en cours et futures. Ces investissements comportent les opérations programmées par les deux maîtres d’ouvrage ainsi que des opérations coordonnées entre eux selon des priorités d’intervention liées à la sécurisation des ouvrages les plus fragiles. Dans le cadre de ces conférences départementales, le concessionnaire transmet donc de manière exhaustive et précise les listes de travaux passés en cours et futurs, présentées selon une typologie de travaux commune aux deux maîtres d’ouvrage depuis 2013. Ce rapport de contrôle se contentera d’un bilan synthétique des travaux clôturés par le concessionnaire durant l’année 2014 ; le lecteur est invité à consulter les rapports des conférences loi NOME* présentés sur le site internet du SDE (www.sde35.fr, « Le SDE 35 », rubrique concession). 699 opérations (+12,5% comparativement à 2013), représentant un montant de 23,7 M€, ont été clôturées par ERDF durant l’année 2014, soit une augmentation de 23% par rapport à l’année 2013. Elles ont permis la pose de 315 km de réseau et de 280 postes de transformation. 195 km de réseaux et 153 postes ont également été déposés au cours de cette année. Le tableau ci-après présente les nombres d’opérations et de pose et dépose, décomposées par typologie d’opérations : raccordement, renforcement, climatique-sécurisation, renouvellement des réseaux, environnement (esthétique), modification liée à la sécurité réglementaire et modification à la demande d’un tiers. Le Syndicat regrette qu’une information concernant les branchements ne soit pas précisée par le concessionnaire : nombre des reprises, déposes et nouveaux branchements. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 102 Opérations sous maitrise d'ouvrage ERDF - Travaux clôturés en 2014 (Investissements localisés) Types d'ouvrages Unités Total Raccordement Renforcement réseaux Climatique- sécurisation Renouvellement réseaux Environnement (esthétique) Modification (Sécurité - réglementaire) Modification à la demande d'un tiers Ouvrages mis en service 699 387 35 4 83 9 26 155 1- Postes de transformation Nbre 280 117 47 31 43 6 36 Dont postes préfabriqués Nbre 193 71 43 30 15 2 32 Dont postes H61 Nbre 35 20 4 6 4 1 Dont autres postes Nbre 52 26 1 22 3 2 - Réseau HTA ml 193 479 49 556 39 630 40 806 15 163 2 120 46 204 a - Aérien ml 7 336 666 626 66 526 952 4 500 b - HTA souterrain ml 186 143 48 890 39 004 40 740 14 637 1 168 41 704 3 - Réseau BT ml 121 576 58 999 10 115 3 917 24 134 2 720 4 534 17 157 a - BT torsadé ml 37 552 2 016 4 916 1 030 20 348 12 4 039 5 191 c - Souterrain ml 84 024 56 983 5 199 2 887 3 786 2 708 495 11 966 4 - Branchements Nbre Ouvrages mis hors service 5 - Dépose postes transformation Nbre 153 39 34 30 12 5 33 Dont postes préfabriqués Nbre 13 6 2 1 1 1 2 Dont postes H61 Nbre 108 30 24 22 6 3 23 Dont autres postes Nbre 32 3 8 7 5 1 8 6 - Dépose réseau HTA ml 125 184 12 717 18 643 40 293 14 901 819 37 811 a - Aérien ml 96 467 6 431 17 918 38 122 3 021 819 30 156 b - HTA souterrain ml 28 717 6 286 725 2 171 11 880 7 655 7 - Dépose réseau BT ml 69 674 5 820 10 704 2 186 24 337 2 053 4 463 20 111 a - Aérien nu ml 44 063 1 145 6 205 1 612 20 489 1 434 4 070 9 108 b - BT torsadé poteau ml 16 354 2 139 3 973 536 1 160 480 393 7 673 d - Souterrain ml 9 257 2 536 526 38 2 688 139 3 330 8 - Dépose branchements Nbre Montant des investissements € 23 682 086 8 934 317 2 974 152 2 399 188 2 581 611 526 942 463 954 5 801 921 Source : NOME-2014_Trx ERDF_Total; onglet Synthèse_2 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 105 Depuis 2013, un net redressement des longueurs traitées est observé : elles atteignent près de 1 000 km en 2014, pour un montant de 932 k€. Pour la première année, ERDF a précisé dans le CRAC* le nombre d’arbres abattus : 2 138 s’agissant du réseau HTA* et 77 aux abords du réseau BT*. Autre nouveauté en 2014 : ERDF a mis en place une information systématique auprès des communes en précisant en début d’année la programmation des opérations d’élagage et au fil des commandes de prestations, les travaux d’inventaire ou d’élagage. En 2014, ERDF a initié avec la ville de Saint-Malo une démarche d’évolution de la programmation d’élagage visant à limiter le nombre d’interventions sous coupure et de la pose de grandes longueurs de profilés de protection sur les lignes. Les opérations d’élagage ont été plus particulièrement ciblées sur les secteurs centre-ouest, sud- ouest et sud-est du département. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 106 Source ERDF Les informations du CRAC* ne suffisant pas à exercer réellement le contrôle de cette thématique, le SDE35 a demandé, dans le cadre des fichiers requis se rapportant aux données 2013, les éléments suivants pour les travaux d’élagage réalisés sur la période 2010/2013, ainsi que les prévisions 2014 :  date de réalisation ou prévision ;  date de la précédente intervention ;  nom des communes concernées + code INSEE + code départ pour la HTA* ;  numéro du poste concerné ;  linéaire de réseau concerné ;  % réseau concerné par l’élagage ;  le nombre d’arbres abattus et replantés ;  les dépenses de recensement et d’abattage. Seules les listes des communes concernées par l’élagage et les longueurs correspondantes ont été fournies. Le Syndicat regrette que les données demandées ne soient pas précisément transmises au motif qu’elles appartiennent au champ de l’exploitation. Ces informations sont pourtant en étroite corrélation avec la qualité de distribution de l’électricité sur les réseaux.  Le réseau HTA* Pour le réseau HTA*, la liste des départs ayant fait l’objet d’une opération d’élagage a été transmise avec l’indication des longueurs de réseau correspondantes et les longueurs traitées, et pour la première année le nombre global d’arbres abattus. En 2014, 16 % des départs étaient concernés par des opérations d’élagage ; parmi ces départs, 64 % des longueurs ont été traitées. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 107 Grâce à l’historique des données collectées depuis 2009, le Syndicat a pu noter que 57 % de ces 132 départs n’avaient pas été pris en charge pour l’élagage depuis au moins 5 ans. Or ERDF estime qu’à l’heure actuelle, les départs sont traités tous les 10 ans. Ce délai reste insuffisant au regard du développement de la plupart des essences d’arbres.  Le réseau BT* Depuis 2013, le nombre de communes concernées et surtout la longueur de réseaux prise en charge ont nettement augmenté. En 2014, la longueur totale traitée, y compris les opérations ponctuelles d’élagage, atteint près de 1000 km. Depuis l’année 2011, le temps de coupure consécutif aux interventions d’élagage marque une tendance à la hausse, directement liée à l’augmentation des longueurs traitées ainsi qu’aux renforcements des dispositions réglementaires. Elagage HTA Nombre de départs traités Longueurs traitées en km Longueurs totales aériennes en km Portion du départ traité Nombre de départs total % de départs traités 2012 41 1728 non fourni non fourni 470 7,1% 2013 114 2308 3724 62% 484 23,6% 2014 132 2341 3668 64% 482 27,4% Source : B1-05-SDE35-2014 Elagage BT Nb communes % communes traitées Longueur élagage programmé en km Longueur élagage ponctuel en km Longueur totale en km 2009 21 5,9% non fourni non fourni non fourni 2010 43 12,2% non fourni non fourni non fourni 2011 26 7,4% non fourni non fourni non fourni 2012 21 5,9% non fourni non fourni non fourni 2013 42 11,9% 717 124 841 2014 39 11,0% 712 277 989 Source : B1-06-SDE35-2014 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 110 Conformément au décret 2011-1697 du 1er décembre 2011, ERDF transmet au SDE35 depuis 2012, quelques semaines avant le démarrage des travaux les dossiers de déclaration préalable pour tous les travaux sur les ouvrages de basse tension et les constructions de ligne électrique. Depuis le début de l’année 2013, le Syndicat consulte ces différents dossiers de déclaration par l’application internet « e-plans » qui permet également d’enregistrer l’avis des entités consultées. Les deux précédents rapports de contrôle avaient fait l’objet de l’analyse de la complétude des dossiers de travaux sur la base d’un état comparatif entre les dossiers de demande préalables transmis et la liste des travaux remis par ERDF. Cette analyse à deux reprises avait mis en valeur des écarts importants relevant un nombre de dossiers préalables transmis très insuffisant comparativement à celui déclaré dans les fichiers de travaux par le concessionnaire. Avant 2013, l’analyse comparative des dossiers s’est portée uniquement entre le nombre de dossiers déclarés dans les fichiers B1-04 listant l’ensemble des travaux et la liste des articles 2 et3 enregistrés au SDE35. L’écart observé en 2013 se réduit en 2014 : les dossiers enregistrés par le SDE35 représentent 57 % des affaires présentées dans la liste de travaux B1-04. A partir de 2013, une liste des travaux exhaustive et précise, donc plus fiable, a été fournie dans le cadre des conférences loi NOME. Une nouvelle analyse a alors consisté à vérifier que chaque opération mise en service en 2014 a fait l’objet d’un article 2, en tenant compte de l’ensemble des articles 2 reçus depuis 2010. Chaque mise en service étant précédée d’un article 2, cet exercice comparatif ne devrait pas souffrir de décalage temporel dans l’analyse. Seules 40 % des opérations présentées sont ainsi enregistrées en tant qu’article 2. Le graphique ci-après présente la répartition des écarts correspondants, par typologie de travaux. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 111 L’incomplétude des réceptions de dossiers concerne l’ensemble de ces typologies. Seulement un tiers des dossiers de raccordements ont été transmis et enregistrés au SDE35. Les dossiers de renforcements (57%), de sécurisation (69%) et climatique (75%) présentent une meilleure complétude. La nouvelle application informatique « e-plans » mise en place depuis le début 2013, aurait pu être à l’origine de la nette baisse du nombre d’articles transmis alors que paradoxalement de nombreux dossiers « articles 2 » ont été remis au Syndicat, à la fois en version papier et en version informatique. Pourtant, en 2012, le constat avait été identique. Les moyens matériels ne doivent, par ailleurs, pas perturber la complétude des données. Une explication peut être avancée pour les dossiers de lotissements en communes rurales, sous maîtrise d’ouvrage du Syndicat. Dans le cadre de ces opérations, des travaux du concessionnaire peuvent être nécessaires : notamment des déplacements d’ouvrage. Dans ce cas, l’article 2 concernant le raccordement et l’éventuel renforcement requis est déposé par le Syndicat et les éventuelles opérations réalisées par le concessionnaire ne font alors pas l’objet de dossiers de consultation « article 2 ». Le concessionnaire considère que ces défauts de transmission peuvent avoir pour origine des oublis fréquents de communication des articles au SDE35, par les chargés d’affaire. Une action correctrice a été menée dès la mi-octobre 2014 par le concessionnaire. Le nombre de dossiers ainsi soumis au SDE35 a fortement augmenté depuis cette date : le nombre a plus que doublé sur une période comparative d’une année. Comparatif des nombres d'opérations mises en service en 2014 et des articles 2 associés enregistrés par la SDE35 entre 2010 et 2014 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 112 L’exercice comparatif sur une année complète (2015), en 2016 permettra de confirmer l’efficience de cette action corrective et éventuellement mettre en lumière d’autres origines à ces écarts. Comparatif du nombre de dossiers Période 15/10/2013 au 14/10/2014 Période 15/10/2014 au 14/10/2015 Nombre d'opérations de demandes préalables transmis au SDE35 320 675 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 115 La valeur brute des mises en concession atteint près de 58 millions d’euros en 2014, soit une augmentation de 4,9 % par rapport à 2013. On constate une nouvelle baisse significative des mises en concession ERDF (-11,3 % en 2014 contre +4,5 % en 2013) et une hausse des mises en concession par la collectivité (+34%). La valeur brute des mises en concession est composée pour 53% des ouvrages réalisés par ERDF pour 46,4% par ceux du SDE35, et 0,6% par les tiers. Les participations des tiers sont en très nette baisse (-48,5%), avec 265 906 € en valeur brute en 2014. Les « tiers » désignent les lotisseurs ou promoteurs privés qui prennent en charge le financement des ouvrages requis pour le raccordement de leurs projets au réseau à hauteur de 60 % du montant de l’opération ; la part complémentaire de 40 % étant financée par le concessionnaire. Les ouvrages localisés représentent 71 % des mises en concession. La part des participations d’ERDF dans les mises en concession du SDE35 connait un regain de 34,2% après une baisse importante (-36,3%) en 2013. L’analyse des évolutions de ces indicateurs permet de/d’ :  confirmer la tendance à la hausse des mises en concession pour le Syndicat ;  observer le recul des mises en concession pour ERDF, celles-ci restant néanmoins à un niveau supérieur à celui du syndicat ;  souligner la nette hausse des participations de tiers ;  observer, après deux années de baisse, une hausse des participations d’ERDF dans les mises en concession du Syndicat. FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN CONCESSION dans l'année (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Ensemble des ouvrages (€) 0 0 0 0 0,0% Mis en concession par ERDF 34 766 635 33 145 174 34 628 309 30 729 908 -11,3% Dont participations de tiers 9 970 814 4 510 308 6 538 161 3 183 613 -51,3% Mis en concession par la collectivité 17 648 890 21 540 421 20 210 998 27 077 420 34,0% Dont participations d'ERDF 3 844 249 1 481 343 943 384 1 266 402 34,2% Mis en concession par des tiers 0 0 515 888 265 906 -48,5% Total valeur brute mis en concession 52 415 525 54 685 595 55 355 195 58 073 234 4,9% Dont Financé par ERDF 28 640 070 30 116 209 29 033 532 28 812 697 -0,8% Soit en % 55% 55% 52% 50% Dont Financé par la collectivité 13 804 641 20 059 079 19 267 614 25 811 018 34,0% Soit en % 26% 37% 35% 44% 27,7% Dont Financé par des tiers 9 970 814 4 510 308 7 054 049 3 449 519 -51,1% Soit en % 19% 8% 13% 6% -53,4% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32G Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 116 Selon la logique de répartition des maîtrises d’ouvrage des travaux, ERDF est majoritairement à l’origine des mises en concession des ouvrages des communes urbaines. FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN CONCESSION dans l'année (€) Total département 35 Communes dépt35 rurales (Trav. Face) Communes dépt35 urbaines (Trav. Face) Multipérimètre 2014 Ensemble des ouvrages (€) Mis en concession par ERDF 30 729 908 11 091 577 19 638 332 Dont participations de tiers 3 183 613 871 049 2 312 564 Mis en concession par la collectivité 27 077 420 22 602 794 4 474 625 Dont participations d'ERDF 1 266 402 572 059 694 343 Total valeur brute mis en concession 58 073 234 33 614 443 24 458 791 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32H Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 117 La répartition du financement des ouvrages diffère de celle des mises en concession. La décomposition des financements est la suivante : Concernant les ouvrages localisés, le financement par des tiers a baissé de plus de la moitié en 2014. Le financement des ouvrages non localisés est essentiellement assuré par ERDF puisqu’il concerne pour grande partie des équipements dont il assure la pose : compteurs et branchements. Ceux-ci restent néanmoins la propriété du SDE35. Les tiers ne sont ainsi pas concernés par le financement de cette typologie d’ouvrages. Un affichage pluriannuel permet d’avoir une lecture plus critique et de mieux apprécier l’effort de chacun en matière de financement des nouveaux ouvrages. Valeurs comptables des ouvrages mis en concession au cours de l'année 2014 Type d'ouvrages Valeur brute mis en concession Financé par ERDF Financé par la collectivité Financé par des tiers Ouvrages localisés 41 245 258 16 957 566 20 838 173 3 449 519 Ouvrages non localisés² 16 827 976 11 855 131 4 972 845 0 Total valeurs 2014 58 073 234 28 812 697 25 811 018 3 449 519 Rappel valeurs 2013 55 355 195 29 033 532 19 267 614 7 054 049 Variation en % 4,9% -0,8% 34,0% -51,1% Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31G FINANCEMENT DES OUVRAGES MIS EN CONCESSION dans l'année (€) 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Total valeur brute mis en concession 52 415 525 54 685 595 55 355 195 58 073 234 4,9% Dont Financé par ERDF 28 640 070 30 116 209 29 033 532 28 812 697 -0,8% Soit en % 55% 55% 52% 50% Dont Financé par la collectivité 13 804 641 20 059 079 19 267 614 25 811 018 34,0% Soit en % 26% 37% 35% 44% 27,7% Dont Financé par des tiers 9 970 814 4 510 308 7 054 049 3 449 519 -51,1% Soit en % 19% 8% 13% 6% -53,4% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32G Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 120 Les augmentations de montant des valeurs nettes sont plus marquées pour le réseau BT* qui a connu un renouvellement plus important que le réseau HTA* en 2014. La représentation comparative graphique entre les entités géographiques souligne la différenciation des répartitions entre les ouvrages localisés et non localisés : le patrimoine brut comme le patrimoine net est composé pour près de 80 % par des ouvrages localisés en milieu rural pour seulement un peu plus de 60 % en milieu urbain. Ce contraste s’explique par les longueurs des réseaux (ouvrages localisés) plus importantes dans les campagnes pour desservir un maximum d’usagers dispersés. En milieu urbain, la proportion importante de branchements et comptages (ouvrages non localisés) suit la forte densité de population. VALEUR d'ACTIF BRUTE (k€) Total département 35 Communes dépt35 rurales (Trav. Face) Communes dépt35 urbaines (Trav. Face) Multipérimètre 2014 Valeur Brute Ouvrages localisés 859 684 489 628 370 057 Réseau HTA 311 757 179 350 132 406 Réseau BT 424 908 251 534 173 374 Postes HTA/BT 110 503 53 072 57 430 Autres ouvrages 12 517 5 670 6 846 Valeur Brute Ouvrages non localisés 349 704 125 782 223 922 Total valeur brute des ouvrages 1 209 389 615 410 593 979 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; Multipérimètre ; tableau 31A VALEUR d'ACTIF NETTE (k€) Total département 35 Communes dépt35 rurales (Trav. Face) Communes dépt35 urbaines (Trav. Face) Multipérimètre 2014 Valeur Nette Ouvrages localisés 502 000 293 823 208 177 Réseau HTA 175 508 102 529 72 980 Réseau BT 270 025 161 816 108 210 Postes HTA/BT 50 067 26 126 23 942 Autres ouvrages 6 399 3 353 3 046 Valeur Nette Ouvrages non localisés 219 479 78 943 140 537 Total valeur nette des ouvrages 721 480 372 766 348 714 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32B Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 121 Les valeurs brutes comme nettes du patrimoine des communes urbaines sont ainsi à peine supérieures à celles des communes rurales. Dans l’exercice comptable, les provisions pour renouvellement viennent compléter les amortissements : il s’agit d’une réserve constituée par le concessionnaire pour couvrir la différence entre la valeur du bien d’origine et son coût futur de remplacement, et ce pour les seuls ouvrages renouvelés avant la fin du contrat selon les dispositions de l’article 36 de la loi du 9 août 2004. Sur le schéma ci-dessous, les provisions représentent la surface verte. Ce schéma, pour simplifier la présentation, s’appuie sur un principe de linéarité de l’amortissement. Schéma représentant l’évolution de la valeur d’un bien (Schéma 1) Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 122 Malgré une augmentation de la valeur nette depuis 2011, l’on constate une baisse continue des provisions pour renouvellement sur la même période. Ces baisses s’expliquent par la décision arbitraire prise par ERDF concernant les modifications de durées d’amortissement des ouvrages pour :  de 40 à 50 ans pour les ouvrages BT* torsadés depuis l’exercice comptable 2011,  de 30 à 40 ans pour les transformateurs depuis 2012. Les conséquences de cette décision, pour les ouvrages torsadés BT*, ont déjà été exposées dans le rapport de contrôle 2012 portant sur l’exercice 2011. Pour les ouvrages dont la fin de vie tombe avant l’issue du contrat de concession, les provisions pour renouvellement de charges baissent notablement. Les ouvrages en fin de vie après l’issue du contrat ne font plus l’objet de provisions. SYNTHESE DU PATRIMOINE (k€) 2011 2012 2013 2014 Evolution Total département 35 2014/2013 Valeur brute d'actif 1 062 687 1 110 859 1 158 352 1 209 389 4,4% Valeur nette 646 233 671 153 695 495 721 480 3,7% Amortissement de dépréciation 416 454 439 706 462 857 487 909 5,4% Amortissement de caducité 0 0 0 0 0,0% Provision pour renouvellement 109 080 104 502 101 181 99 473 -1,7% Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32C Valeurs comptables des ouvrages en concession au 31 décembre 2014 Montant (€) Valeur brute d'actif Valeur nette Amortissement Provision pour renouvellement Ouvrages localisés 859 684 363 502 000 217 357 684 146 73 981 478 Ouvrages non localisés 349 704 195 219 479 445 130 224 751 25 491 817 Total valeurs 2014 1 209 388 559 721 479 662 487 908 897 99 473 295 Rappel valeurs 2013 1 158 352 112 695 494 885 462 857 227 101 180 776 Variation en % 4,4% 3,7% 5,4% -1,7% Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31B Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 125 Les droits du concédant représentent la valeur des bien remis gratuitement par la collectivité au concessionnaire ; ils intègrent la part de la valeur des immobilisations non financées par le concessionnaire. Ces éléments sont obtenus à partir du détail des fichiers comptables (requêtes 2401 et 2411) remis par le concessionnaire et permettent d’établir le calcul des dettes et créances réciproques en cas de rupture ou fin du contrat. Ces droits, correspondant indirectement au financement de l’autorité concédante et des tiers, concernent pour près des deux tiers les ouvrages localisés. Les ouvrages non localisés sont le plus souvent financés par le concessionnaire : branchements, transformateurs, colonnes montantes… Valeurs comptables des ouvrages en concession au 31 décembre 2014 Montant (€) Valeur brute d'actif Valeur nette Amortissement Provision pour renouvellement Valeur de remplacement Droit du concédant Ouvrages localisés 859 684 363 502 000 217 357 684 146 73 981 478 1 166 525 328 401 184 205 Ouvrages non localisés 349 704 195 219 479 445 130 224 751 25 491 817 429 348 885 218 332 988 Total valeurs 2014 1 209 388 559 721 479 662 487 908 897 99 473 295 1 595 874 213 619 517 193 Rappel valeurs 2013 1 158 352 112 695 494 885 462 857 227 101 180 776 1 553 995 865 592 369 555 Variation en % 4,4% 3,7% 5,4% -1,7% 2,7% 4,6% Source : Fichier TdbSDE35pluriannuel ; Onglet MultiCritèresCroisés ; Tableau 31B 65% 35% Ouvrages localisés Ouvrages non localisés Répartition des droits du concédant selon la typologie d'ouvrage 2014 SYNTHESE DU PATRIMOINE (k€) 2011 2012 2013 2014 Total département 35 Valeur brute d'actif 1 062 687 1 110 859 1 158 352 1 209 389 Valeur nette (C) 646 233 671 153 695 495 721 480 Amortissement de dépréciation 416 454 439 706 462 857 487 909 Amortissement de caducité Provision pour renouvellement (A) 109 080 104 502 101 181 99 473 Provision pour charge future de renouvellement Valeur de remplacement 1 431 009 1 501 409 1 553 996 1 595 874 Droit du concédant (B) 545 656 568 587 592 370 619 517 Ticket de sortie (= A + B - C) k€ 8 502 1 937 -1 945 -2 489 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet Secteurpluriannuel ; tableau 32C Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 126 La hausse des droits du concédant suit la progression des valeurs nettes des ouvrages concédés, progression favorisée par la nouvelle valorisation des ouvrages (VRG) qui limite depuis 2009 la décote de ceux-ci, grâce au travail d’optimisation des processus entrepris par le Syndicat en collaboration avec ERDF. Il est néanmoins important de rappeler que les valorisations antérieures à 2009 restent fortement décotées ce qui constituent une moins-value pour la valeur globale des biens concédés. Les valeurs de remplacement correspondent aux coûts de remplacement des ouvrages à fonctionnalités et capacités identiques. Elles suivent chaque année les variations induites par l’application de coefficients, propres à chaque catégorie d’ouvrage et spécifiques à la profession. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 127 Le concessionnaire remet annuellement son bilan comptable dans le CRAC*. Ce tableau souligne la bonne situation financière de la concession départementale malgré une baisse du résultat de 20,8% par rapport à 2013, celui-ci atteint 18,3 M€ en 2014. En 2014, et au niveau de la concession :  les recettes d’acheminement représentent 81,4 % des produits ;  les recettes liées aux prestations assurées par ERDF (raccordement et autre) correspondent à 5,6 % des recettes ;  les redevances de concession R1 et R2 représentent 1,4 % des charges du concessionnaire et la contribution au FACE* moins de 2,4 % des charges ;  les dotations d’exploitation représentent 20,1 % des charges et les charges de personnel 15,7%. Flux financiers de la concession 2011 2012 2013 2014 Produits détaillés (k€) 230 493 247 474 253 039 249 687 Recettes d'acheminement 185 588 200 978 210 179 203 263 Dont clients HTA 37 440 39 041 37 631 39 025 Dont clients BT ayant une puissance souscrite < 36 kVA 132 751 139 159 154 036 135 769 Dont clients BT ayant une puissance souscrite > 36 kVA 24 859 26 397 27 540 30 163 Dont Autres 9 462 - 3 619 - 9 018 - 1 694 - Recettes de raccordements et prestations 11 614 13 148 11 151 13 898 Dont raccordements 8 328 9 835 7 844 10 491 Dont prestation 3 286 3 313 3 307 3 407 Autres recettes 5 206 5 515 5 646 5 224 Chiffres d'affaires nets 202 408 219 641 226 975 222 385 Autres produits 28 085 27 833 26 064 27 301 Production stockée et immobilisée 19 385 18 989 17 241 17 877 Repriese sur amortissement et provisions 7 558 7 591 7 617 7 960 Autres produits divers 1 142 1 252 1 206 1 464 Charges détaillées (k€) 214 782 223 926 226 470 228 584 Consommation de l'exercice en provenance des tiers 122 221 127 106 126 047 124 631 Accès réseau amont 55 999 59 845 61 468 59 352 Achat énergie pour couverture des pertes sur le réseau 26 221 27 151 25 719 22 290 Redevance de concession 2 452 2 120 2 760 3 278 Autres consommations externes 37 548 37 990 36 100 39 711 Impôts, taxes et versements assimilés 9 507 10 345 10 647 10 829 Contribution au FACE 4 914 5 449 5 384 5 544 Autres impôts et taxes 4 593 4 896 5 263 5 285 Charges de personnel 31 745 34 614 35 320 35 997 Dotations d'exploitation 40 433 41 239 44 183 46 068 Dotation aux amortissements DP 23 473 25 012 24 297 26 470 Dotation aux provisions DP 3 855 4 359 4 332 2 641 Autres dotations d'exploitation 13 105 11 869 15 554 16 957 Autres charges 4 712 4 200 3 905 3 878 Charges centrales 6 165 6 422 6 368 7 181 Contribution à l'équilibre (k€) 1 826 - 1 410 3 657 2 791 Total des "produits - charges" (k€) 13 884 22 147 22 912 18 312 Source : tableau TdbSDE35Pluriannuel ; onglet CRAC_Pluri Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 130 Le pôle concession a lancé au printemps 2015, un MAPA (Marché à Procédure Adaptée) concernant l’étude des données financières et comptables de la concession de distribution électrique publique sur le territoire du département de l’Ille-et-Vilaine. Le cabinet parisien AEC (Audit Expertise Conseil), spécialisé dans les audits comptables auprès des syndicats a été retenu et a présenté fin 2015 les analyses requises par le SDE35 au sujet des 3 points suivants : 1. L’inventaire du patrimoine comptable et les écarts pouvant exister entre cet inventaire et l’inventaire technique ; 2. Les résultats d’exploitation du concessionnaire et notamment une revue pluriannuelle analytique des charges et produits d’exploitation sur la période 2011-2014 ; 3. Les dettes et créances réciproques en fin de contrat, avec des estimations des différents flux financiers selon différentes simulations. Le concessionnaire est chargé de tenir l’inventaire comptable de la concession, nécessaire au calcul de la dotation aux amortissements, des provisions pour renouvellement et des dettes et créances réciproques. Cet inventaire se limite à des données comptables. Il ne permet pas de comprendre l’architecture du réseau, ne mentionne pas les sections des câbles ni les puissances transitées. Pour les besoins de l’exploitation, ERDF a mis en place un outil de gestion appelé SIG (Système d’Information Géographique) intégrant les bases de données techniques. Dans l’esprit de la jurisprudence de la Commune de Douai, cet inventaire doit refléter un état des lieux précis des ouvrages constituant le patrimoine de la concession ainsi que les moyens du concessionnaire affectés à l’exercice du service délégué. Ainsi, le SDE35 a souhaité prendre connaissance de l’état d’inventaire ayant affecté la traduction technique et comptable de son patrimoine, afin de disposer d’un état des lieux précis. Concernant la constitution des réseaux HTA, il ressort que :  Concernant les réseaux HTA, tous types de réseaux confondus, l’écart relatif est faible (0,06%) et donc conforme à l’objectif défini par le protocole FNCCR/ERDF. En revanche, l’écart absolu est moins bon (1,45%), mais reste assez contenu. Par nature de réseaux, l’écart absolu le plus élevé a été constaté sur les réseaux HTA torsadés (quasiment aucun linéaire immobilisé en comptabilité contre près de 20 km en base technique). Néanmoins, ils représentent moins de 0,2% de l’ensemble du réseau HTA. Au global, le linéaire HTA indiqué dans la base technique est très légèrement supérieur à celui de la base comptable ;  Globalement, jusqu’au millésime 2002, les écarts sur les réseaux HTA souterrains entre bases technique et comptable restent relativement contenus, avant de se dégrader à partir du millésime 2003. En effet, sur la période 2003-2010, on relève une dégradation de la cohérence entre les bases technique et comptable, et ce consécutivement à l’opération de mise en cohérence des bases ; Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 131  Globalement, jusqu’au début des années 1970, les écarts sur les réseaux HTA aériens nus entre bases technique et comptable sont contenus (globalement de l’ordre de 3% sur cette période) et les linéaires immobilisés relativement faibles (une trentaine de km par an en moyenne sur cette même période). A partir du début des années 1970 et jusqu’au millésime 2002, la cohérence par millésime entre les bases technique et comptable est très bonne (en moyenne globalement moins de 1% sur cette période) alors que les linéaires en jeux sont extrêmement élevés. Depuis, 2003, on constate une nette dégradation de la cohérence entre les bases technique et comptable, et ce consécutivement à l’opération de mise en cohérence des bases. Concernant la constitution des réseaux BT, il ressort que :  Tous types de réseaux BT confondus, les écarts relatifs et absolus sont faibles (inférieurs à 3%, conforme à l’objectif FNCCR). Cependant, par nature de réseaux, les écarts absolus sont légèrement supérieurs. En effet, cet écart est supérieur à 3% pour les réseaux BT aériens nus (3,83%) et pour les réseaux BT souterrains (3,39%). En outre, le linéaire BT indiqué dans la base comptable est supérieur à celui de la base technique, pour les technologies souterraine et torsadée, l’écart relatif global en valeur absolue étant in fine de 61 km, soit une divergence de 0,44% ;  Les divergences entre les linéaires réseaux BT souterrains technique et comptable sont récurrentes, et ce quasiment quel que soit le millésime considéré. En outre, il a été relevé un « pic » important d’immobilisation technique en 1946 (534 km de réseau BT souterrain immobilisés dans la base technique, par contre aucun linéaire immobilisé dans la base comptable). Pour quasiment l’ensemble des millésimes, contrairement à ce qui a pu être relevé pour la HTA, la cohérence est loin d’être parfaite. Pourtant, l’opération de mise en cohérence de 2003 est également intervenue sur la BT. Le Syndicat interrogera ERDF sur ce point précis.  Les divergences entre les linéaires réseaux BT torsadés technique et comptable sont également récurrentes, et ce quasiment quel que soit le millésime considéré. En outre, il a été relevé un « pic » important d’immobilisation technique en 1946 (932 km de réseau BT torsadé immobilisés dans la base technique, alors qu’aucun linéaire ne l’a été dans la base comptable). Pour quasiment l’ensemble des millésimes, contrairement à ce qui a pu être relevé précédemment pour la HTA, la cohérence est loin d’être parfaite. Pourtant, l’opération de mise en cohérence de 2003 est également intervenue sur la BT. Le Syndicat interrogera ERDF sur ce point précis.  Les divergences entre les linéaires BT aériens nus technique et comptable sont récurrents, et quel que soit le millésime considéré. A noter un « pic » important d’immobilisation technique en 1946 (2 738 km de réseau BT aérien nu immobilisés dans la base technique, et et pourtant aucun linéaire immobilisé dans la base comptable). Cette année correspond à la date de la nationalisation d’EDF. Les réseaux antérieurement posés et repris par EDF ont ainsi été arbitrairement datés à 1946 dans la base technique. En outre, les réseaux posés postérieurement à 1946 ont continué à être datés dans la base technique avec ce millésime jusqu’à l’apparition de la GDO au début des années 1980. Ce pic est suivi d’une importante sur-immobilisation comptable sur la période 1946-1980, correspondant à un effet de rattrapage. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 132 Concernant la constitution des postes HTA/BT, il ressort que :  Les objectifs définis par le protocole FNCCR/ERDF sont respectés (en ce qui concerne les écarts relatifs). En revanche, en cumul par commune, c'est-à-dire en analysant les écarts absolus, les divergences sont plus élevées, mais restent néanmoins à des niveaux relativement faibles. En effet, les écarts absolus globaux sont inférieurs à 3% en ce qui concerne les réseaux HTA et BT. L’écart absolu global d’inventaires des postes HTA/BT est quant à lui supérieur puisqu’il atteint près de 8%. Bilan des écarts relatifs existant entre la base technique et la base comptable Réseau HTA Souterrain 0,27% 0,10% Aérien nu 0,01% Réseau BT Souterrain 1,16% 0,44% Torsadé 0,62% Aérien nu 1,20% Postes Maçonnés 26,04% 1,54% Préfabriqués 7,38% Sur poteau 3,23% Source : GraphiquesRC2015 Concernant l’analyse critique des bases technique et comptable du concessionnaire, il ressort que :  La reconstitution globale des valeurs brutes par typologie de réseau à partir des quantités issues des bases techniques et des coûts unitaires issues des bases comptables est globalement cohérente, à l’exception du réseau BT aérien nu ;  Concernant les réseaux HTA ariens nus : o Sur les ouvrages totalement amortis, les provisions pour renouvellement couvrent bien l’inflation sur les réseaux HTA aériens nus ; o A noter que, à valeur de remplacement constante, le « reste à doter » en provision pour renouvellement sur le réseau HTA aérien nu s’élève à 4,3 M€ d’ici à la fin de contrat de concession (valeur minimale avec l’hypothèse d’une inflation nulle jusqu’en 2022).  Concernant les réseaux HTA souterrains : o Sur les ouvrages totalement amortis, les provisions pour renouvellement ne couvrent pas totalement l’inflation sur les réseaux HTA souterrains, cela s’expliquant par la modification des modalités de calcul de la dotation à la provision pour renouvellement survenue en 2012 (prise en compte des probabilités de retrait) ; o A noter que, à valeur de remplacement constante, le « reste à doter » en provision pour renouvellement sur le réseau HTA souterrain s’élève à 3,3 M€ d’ici à la fin de contrat de concession (valeur minimale avec l’hypothèse d’une inflation nulle jusqu’en 2022).  Concernant les réseaux BT aériens nus : o Aucun détail n’a été communiqué par ERDF sur les provisions pour renouvellement constituées sur les réseaux BT aériens nus situés en zone ER. Le sous- provisionnement a été calculé et est estimé à 2,9 M€ sur la concession du SDE35 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 135 En parallèle, des changements de traitement comptables modifient l’économie des concessions :  Pour rappel, en 2012, l’allongement de la durée de vie comptable des transformateurs HTA/BT passée de 30 ans à 40 ans (pour rappel également, au cours de l’exercice 2011, la durée de vie comptable des réseaux BT torsadés est passée de 40 ans à 50 ans, impactant directement à la baisse le stock des provisions pour renouvellement mais également le flux annuel des dotations aux provisions pour renouvellement et des dotations aux amortissement ;  Comptabilisation des chantiers dits "PDV" (Prolongation de la Durée de Vie). En effet, dans certains cas, ce type opération est susceptible d’entraîner une reprise de provision pour renouvellement (pour les ouvrages qui deviendraient renouvelables après le terme des contrats auxquels ils sont attachés). Quelques chantiers de "PDV" ont été immobilisés sur la concession du SDE35 en 2014. Toutefois, les impacts financiers communiqués par le concessionnaire restent faibles : le montant des investissements PDV s’est élevé à 127K€ en 2014 contre 104K€ en 2013 ;  Pour rappel également, une modification des modalités de calcul de la dotation à la provision pour renouvellement a eu lieu en 2012. Tenant compte du fait que tous les ouvrages appartenant à une même catégorie ne sont pas retirés exactement à la fin de leur vie comptable (certains sont retirés plus jeunes, en raisons de déplacement d’ouvrages par exemple, d’autres au-delà de leur durée de vie comptable, dès lors qu’ils continuent à rendre le niveau de service attendu), il est apparu nécessaire pour le concessionnaire de mieux apprécier la probabilité de renouvellement des ouvrages d’ici la fin des contrats de concession et donc d’affiner le calcul de la dotation à la provision pour renouvellement. Ces modifications sont toutes défavorables pour la collectivité puisqu’elles tendent à diminuer le stock de provisions pour renouvellement (par des reprises ponctuelles ou des moindres dotations jusqu’à la date de fin de contrat de concession) et donc à augmenter la dette en fin de contrat de la collectivité envers le concessionnaire (ou, le cas échéant, à diminuer la dette du concessionnaire envers la collectivité). Ces modifications impactent les flux annuels des dotations aux provisions pour renouvellement et aux amortissements. Elles ont de plus été effectuées unilatéralement par le concessionnaire, sans le moindre avertissement préalable de sa part. Ainsi les dotations aux provisions pour renouvellement ont diminué de près de 40% entre 2013 et 2014. En conséquence, l’image de l’équilibre économique fournie par le CRAC* pour la concession est insuffisamment représentative de la réalité. La plupart des charges étant réparties par clés, il est en cohérence avec le schéma économique moyen national, ne reflétant pas l’impact de l’environnement local d’exploitation. Ainsi l’équilibre économique est « lissé » au regard des réalités n’apportant aucune perception de l’effort relatif du concessionnaire sur la concession. La majorité des données financières de charges présentées dans le compte d’exploitation, résultant d’une affectation par clé, ne reflètent donc pas l’activité réelle du concessionnaire sur le territoire. Cette contribution à l’équilibre reste proche de zéro, ce qui laisse supposer une conformité de l’effort du concessionnaire sur le territoire de la concession. Mais celle-ci aussi souffre d’une Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 136 mauvaise représentativité car la construction repose essentiellement sur des charges non natives du territoire de la concession. Cela est dommage car cette notion de contribution à l’équilibre et son évolution devraient pouvoir permettre de mesurer l’effort d’exploitation du concessionnaire, au regard des contraintes induites par l’environnement d’exploitation spécifique. Le Syndicat devra donc rester vigilant pour les prochains contrôles notamment sur les aspects suivants :  ERDF souhaite réaliser les modifications énoncées dans le protocole FNCCR de manière cohérente et groupée et s’engage à les publier au plus tard dans les CRAC relatifs à l’exercice comptable 2015. En particulier, le compte « autres consommations intermédiaires » devrait être mieux précisé selon le protocole ;  Cela devrait se traduire par une augmentation de la part des charges directement natives de la concession, et une réduction de l’usage des clés de répartition. Cette évolution sera la mesure concrète de l’application de la jurisprudence administrative pour le SIPPEREC pour laquelle l’autorité concédante est en droit de solliciter de la société ERDF « la communication du compte de résultat détaillé à la maille de la concession, des répartitions intra-concessions, du détail de l’actif et du passif et les comptes de résultat prévisionnel à N+1, N+2 et N+3 » ;  En outre, il faudra s’assurer de la mise en place de la comptabilité analytique à l’échelle des 25 directions régionales et la déclination a minima des données concession depuis cette maille, comme indiqué dans le protocole ;  Les bouleversements de l’économie du contrat, liés aux changements des modalités comptables : il s’agit notamment des changements de durée de vie comptable des ouvrages, modification du calcul de la provision pour renouvellement…, sans consulter les autorités concédantes, qui auront pour incidence de réduire encore les dotations aux provisions pour renouvellement ;  La fourniture d’un compte d’exploitation sur les aspects « fourniture aux tarifs réglementés de vente et de première nécessité » par le concessionnaire EDF est nécessaire. Analyse des données patrimoniales ERDF impulse des évolutions comptables qui sont de nature à systématiquement dégrader les droits du concédant.  Les données fournies par le concessionnaire sont encore insuffisantes pour s’assurer des droits du concédant, notamment le concessionnaire refuse de communiquer un inventaire comptable des ouvrages détaillant la répartition des financements ainsi que les mouvements relatifs aux provisions pour renouvellement ;  Le concessionnaire n’amortit pas certains ouvrages (réseaux BT et postes HTA/BT) situés sur les communes en régime d’électrification rurale et ne provisionne pas en vue de pourvoir au renouvellement de ces ouvrages. Cette pratique est contraire aux obligations du cahier des charges de concession dans la mesure où les obligations de renouvellement ne sont pas localisées sur certaines communes de la concession mais sur l’ensemble des communes. Cette absence d’amortissement réduit donc la valeur des droits en espèce, c’est-à-dire le montant des amortissements des financements du concédant qui est l’un des éléments du calcul du ticket de sortie. Cela est également vrai pour l’absence de provisions pour renouvellement ; Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 137 Elles auront également une incidence sur le vieillissement des ouvrages. Sans pouvoir craindre une dégradation de la qualité du service, elles ne participeront pas à son amélioration en état de cause.  Des changements de méthode comptable ont en outres été opérés régulièrement depuis ces dernières années unilatéralement par ERDF, concernant notamment : o en 2011, l’allongement de la durée de vie comptable des réseaux BT torsadés de 40 à 50 ans ; o en 2011 également, de nouvelles modalités de calcul de la dotation aux provisions pour renouvellement tenant compte des probabilités de retrait des ouvrages ; o en 2012, l’allongement de la durée de vie comptable des transformateurs HTA/BT de 30 ans à 40 ans ; o depuis 2013, dans une moindre mesure, des chantiers dits "PDV" (prolongation de la durée de vie) ont un effet similaire. Ces changements de méthode comptable ou de pratique de gestion patrimoniale ont un impact direct négatif sur les droits des concédants et sur l’économie concessionnaire.  Si les évolutions opérées par ERDF sont de nature à apparemment améliorer sa gestion patrimoniale, et sont donc en principe bénéfiques en termes d’optimisation technico- économique, il n’en demeure pas moins qu’elles ont une forte incidence sur les provisions pour renouvellement et donc sur les droits des concédants. Toutes participent à la réduction de ces droits.  Une simulation de ces modifications, notamment la réintégration des provisions pour renouvellement reprises depuis 2007 en raison des modifications comptables d’ERDF ainsi que la prise en compte des recettes de raccordement comme du financement tiers mais aussi l’application de règles comptables identiques aux zones urbaines sur les zones rurales a été simulée. Cette simulation permet de chiffrer l’impact total sur les droits du concédant à plus de 80 M€.  En ce qui concerne les seules modifications d’allongement des durées de vie comptable et modification de calcul de la provision pour renouvellement depuis 2007, l’impact sur le montant des provisions et donc les droits du concédant ont été évalués à environ 18 M€. Sans ces modifications comptables, les provisions pour renouvellement (le stock est en baisse de plus de 10 M€ depuis 2010) se seraient maintenues. Evaluation du ticket de sortie et impact des modifications comptables sur son niveau Une dégradation continue des droits du concédant est constatée au fil des ans.  Entre 2011 et 2014, le ticket de sortie s’est dégradé progressivement : o il était évalué à -8,5 M€ en 2011 et représentait une dette potentielle du concessionnaire envers le concédant ; o A fin 2014, il est estimé à 2,5 M€ pour devenir une dette du concédant auprès du concessionnaire, soit une dégradation de plus de 10 M€ en 4 ans. La dette du concédant envers le concessionnaire augmente donc régulièrement depuis a minima 4 exercices :  Calendrier, complétude et cohérence (pour ERDF) des données globalement satisfaisants  Échelle des données : concession pour la majorité d’entre elles  Transmission des codes GDO* et données OMT  Transmission des critères B par commune  Complétude des données concernant la qualité de service, pour les réclamations en particulier  Cohérence des données EDF à vérifier avant transmission au SDE35 Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 141 Depuis 2007, le Syndicat établit annuellement une liste des documents et fichiers souhaités dans le cadre des échanges annuels d'informations entre concessionnaire et concédant ainsi que dans le cadre du contrôle de la concession. Cette liste n’exclut pas d’autres demandes spécifiques sur certains thèmes particuliers et permet un suivi rigoureux des nombreuses informations à traiter au titre du contrôle. La liste des fichiers requis est présentée en annexe 2. Concernant les données relatives à la concession de distribution, le calendrier de remises des données a été suivi conformément à la demande du SDE35, selon l’échéancier suivant : 1. fin Avril 2015 : remise des données patrimoine et techniques ; 2. fin Mai 2015 : remise des données relatives à la qualité de l’énergie ; 3. fin Juin 2015 : remise des données comptables (anticipée afin de faciliter l’Audit Comptable commandée par le SDE35). La date de remise de Compte-Rendu d’Activités du Concessionnaire (CRAC*) n’a pas été modifiée (avant le 30 Juin de l’année n+1 comme le prévoit le cahier des charges). Les éléments de contrôle relatifs à EDF, en complément du CRAC* remis fin Juin, ont été transmis au Syndicat avec quelques semaines de retard, le 25 juillet. Mi-Avril, le Syndicat a transmis aux concessionnaires une liste des thématiques de contrôle opérationnel avec les échéances suivantes :  pour les dossiers de facturations des branchements et des déplacements d’ouvrage : 10 juillet. Ce délai a été tenu par ERDF ;  pour le dossier relatif au contrôle technique des ouvrages selon le décret 2011-1697, demandé pour le 11 septembre : ERDF a transmis le dossier avec un mois de retard ;  pour le dossier relatif au processus de réception et de traitement des données d’acheminement requis également pour le 11 septembre : cette thématique a fait l’objet d’une présentation en réunion ;  concernant le dossier relatif au processus de traitement des réclamations par EDF : la date de remise du 1er septembre a été respectée. La liste des données requises a peu évolué depuis l’année dernière et ne présente que quelques précisions complémentaires. Quelques fichiers demandés précédemment ont été par ailleurs retirés de cette liste. Malgré les refus persistants d’ERDF, le Syndicat se permet d’insister dans ses demandes pour des fichiers qui paraissent pertinents à exploiter afin de limiter le travail de reconstitution de données ou Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 142 bien qui restent complémentaires aux fichiers déjà remis (notamment pour les requêtes comptables). Le premier niveau de contrôle général, réalisé à la réception des fichiers, consiste à vérifier le périmètre géographique des données. Pour la troisième année, les concessionnaires ont remis un seul CRAC* présentant les données à l’échelle de la concession, et non plus 19 CRAC* aux périmètres des anciennes concessions. Le tableau en annexe 1 synthétise l’échelle géographique des données principales proposées par le CRAC*. On peut noter chaque année une progression du nombre d’items présentés à l’échelle de la concession. Seules les informations suivantes ne sont pas présentées sur ce périmètre :  Les taux d’accessibilité de l’accueil téléphonique fournis à l’échelle « Région ERDF » ou Bretagne ;  Les taux de satisfaction des clients BT >= à 36 kVA et des clients raccordés en HTA fournis à l’échelle région Ouest  les taux de prestations techniques de mises en service sur installation existante et de résiliation dans les délais standards ou convenus. Ces données ont été fournies en 2010 et 2011 pour la région Bretagne et sont portées depuis 2012 à l’échelle « ERDF Grand Ouest ». Une nette amélioration du niveau d’échelle est à souligner et concerne les indicateurs suivants :  nombre de contrats et consommations par option tarifaire ;  nombre de contrats résiliés par option tarifaire ;  nombre de factures sur index relevé, transmis par le distributeur ;  nombre de factures de résiliation à l’initiative du client basées sur une auto-relève ;  nombre de factures de résiliation à l’initiative du client sur index estimé ;  nombre de clients ayant souscrit à la facture électronique ;  nombre de clients bénéficiant du "Relevé Confiance" ;  nombre de rétablissements suite à paiement sur coupure ;  nombre de délais de paiement accordés ;  nombre de pénalités liées aux impayés ;  nombre de PDL actifs en situation de coupure effective réalimentés au début de la période hivernale ;  nombre de réductions de puissance demandées en période hivernale ;  nombre de réductions de puissance effectives - cumul sur période hivernale ;  taux de réclamations traitées dans un délai de 30 jours. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 145 Fichier de temps de coupure (critère B*) par commune, sous format Excel Non remis. Seulement une carte présentant des seuils d’une heure Réponse d’ERDF identique à celle de 2014 : « Le contrôle s’entend au niveau de la concession et la maille d’analyse du critère B* est bien celle- ci. A ce titre, cet indicateur ne sera pas transmis à la maille communale. Dans le cadre du contrôle ERDF donne une représentation géographique du critère B* TCC 2013 par commune. Chaque année le CRAC* rend compte du Critère B* par nature et origine». A noter, une autre donnée non fournie : les informations relatives aux OMT* (Ouvrages Manuels Télécommandés). Le Syndicat souligne une fois de plus l’absence regrettable de la codification GDO* qui permettrait pourtant de faciliter le travail de rapprochement des données d’une année à l’autre ainsi que l’identification précise des postes et départs HTA. Néanmoins, après plusieurs années d’erreurs récurrentes de doublonnage sur certains noms de postes ou de départs, ERDF s’est engagé à modifier les informations à la source dans le SIG afin que les fichiers de l’année 2016 soient exempts de doublons de désignations de postes. Ainsi plus aucun traitement manuel ne serait requis après remise par le concessionnaire des fichiers comportant ces doublons. Le Syndicat souhaite vivement que ces corrections soient également opérées sur les départs concernés. Depuis 2013, des améliorations intéressantes ont pu être notées à la réception des fichiers : des commentaires, des explications, agrémentées de graphiques, sont apportées en accompagnement des indicateurs, maintenant présentées de façon presque généralisée à la maille concession. Néanmoins, le Syndicat a pu émettre auprès d’EDF les remarques suivantes portant sur des incohérences de données (Les réponses d’EDF apparaissent en italique) :  Les Données 2013 transmises sont différentes de celles précisées en 2014 pour l’exercice 2013 pour : o le nombre de factures émises et le nombre de lettres uniques de relances envoyées (BC9) : « Ecart : 7,20%. Le nombre de factures pour les particuliers communiqué en 2013 est erroné car il intègre une partie des clients non résidentiels qui n'était pas encore migrée dans l'outil de gestion des clients Entreprises et Collectivité.» ; o le nombre de PDL actifs ayant bénéficié d’un conseil tarifaire (tableau BC11), les nombres de premières mises en service sur branchements neufs, sur PDL existants et nombre d’abonnements sans interruption de fourniture (BC12) : « Cette situation est liée aux évolutions permanentes de nos fichiers selon la date de « requêtage » informatique » ; o Le nombre de contrats résiliés et nombre de résiliations à l’initiative du client (BC13) « ce point est en cours d'analyse » ; Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 146 o Le nombre de coupures demandées par EDF à ERDF et réalisées par ERDF (BC14) : « Les données 2013 indiquent uniquement les coupures fermes, les chiffres de 2014 correspondent à la somme des coupures fermes et conditionnelles » ; o Le nombre de réclamations par motif (sauf conseil et service, relations avec le distributeur et qualité de fourniture et réseau) (BC19) : « Cette situation est liée aux évolutions permanentes de nos fichiers selon la date de "requêtage" informatique » ;  Pour les appels téléphoniques, les données 2013 présentées sont identiques aux données 2012 : « Dans le générateur 2014, les chiffres 2013 "Nombres d'appels reçus dissuasifs" et "Nombres d'appels traités" sont identiques aux chiffres 2012 qui figurent dans Générateur 2013. Les chiffres que nous vous avons communiqués sont erronés ». De nouvelles données ont été fournies le 1er décembre.  Certaines données ont été fournies dès 2013 à la maille concession, et ce n’est pas pris en compte dans les tableaux ; exemple du nombre de réclamations traitées dans les 30 jours, nombre de contrats dont tempo. « Le taux "nombre de réclamation traitées dans les 30 jours" mentionné dans le Générateur 2013 est de 75,5 %. Cette donnée n'a pas été reportée dans le Générateur 2014 pour l'exercice 2013. il s'agit d'un oubli. Dans le générateur 2013, il apparaît une ligne pour le nombre de contrat "Tempo", cependant les données 2013 sont mentionnées "Non disponibles". Sur le fichier envoyé le 25 juillet 2015, le total des options "EJP/Tempo" est indiqué pour l'exercice 2014. Les données "EJP/Tempo" et "Tempo" pour l'exercice 2013 sont également Non disponibles. » Concernant la répartition des réclamations par thématique et le taux de réponses sous 30 jours à l’échelle de la concession : les données indiquées dans les fichiers sont différentes de celles présentées dans le CRAC* : « Il y a une différence au niveau de la présentation des réclamations par thématiques entre le "Générateur de contrôle" et le CRAC* 2014. Cependant, les données dans les deux documents sont identiques. En ce qui concerne le taux de réponse sous 30 jours, nous avons indiqué les informations suivantes : o - CRAC* 2014 : 92,9%. (page 136) ; o - Générateur 2014 : 90,7 %.  Nombre de lettres uniques de relance : pourquoi cet indicateur est-il donné dans le CRAC* et n’apparait-pas dans le fichier de données (ligne présente mais libellé « n.d » à la place de la donnée) : « Le nombre de lettres uniques de relance pour les particuliers apparaît dans le CRAC* 2014 (en annexe) et dans le générateur (ligne 265). Dans les deux cas, le chiffre est de 180 970 lettres uniques de relance. Le nombre de lettres unique de relance pour les non résidentiels est "Non disponible" ». Depuis 2013, le CRAC* propose une nouvelle structure, plus claire : une composition en deux parties au lieu de trois les années précédentes ; une dédiée à ERDF et l’autre à EDF évitant ainsi les redondances et la dispersion des informations entre les parties auparavant consacrées à ERDF. Concernant EDF : Des informations relatives à l’actualité de l’énergie ont été apportées en 2014 notamment sur le maintien de l’énergie par le distributeur et sur les dispositions de la loi consommation « Hamon » du 17 mars 2014, sur les coupures conditionnelles et fermes, sur l’application de la trêve hivernale prévue par la loi Brottes, et enfin sur la facturation des frais de retard de paiement. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 147 Peu d’indicateurs apparaissent dans le CRAC* mais restent fournis dans les fichiers. Beaucoup d’informations littérales sont apportées au sujet des évolutions réglementaires, tarifaires, contractuelles, sur les actions sociales et solidaires, sur le contrat « EDF et moi ». En 2014, pour les Tarifs bleus, verts, jaunes, des données détaillées par type d’option de tarification : (base, Heures Creuses/Heures Pleines, EJP ou Tempo) sont présentées. Enfin des détails intéressants concernant la réversibilité des offres de marché vers les TRV* ainsi qu’une synthèse pertinente portant sur les modifications apportées sur les Conditions Générales de Vente (CGV*) sont proposées. Concernant ERDF : ERDF a placé de nombreux indicateurs en annexe et a revu la disposition des différentes thématiques. Les informations traitant de la qualité de l’énergie et les délais d’envoi de devis sont moins fournies que l’année précédente, mais restent accessibles bien sûr dans les fichiers remis par le concessionnaire. Un paragraphe traitant de la Prolongation des Durées de Vie (PDV*) a été ajouté. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 150 Le Syndicat a souhaité compléter les axes de contrôle annuel par une analyse précise des dispositions de traitement des réclamations ainsi qu’un focus sur les données 2014 à l’échelle de la concession. Les réclamations concernant EDF Pour des réclamations engageant la réponse d’EDF, le concessionnaire détaillera ces modalités dans une note, qui précisera depuis la réception de la réclamation, jusqu’à son classement :  les origines possibles (directement l’usager, le distributeur…) ;  les moyens d’échanges (téléphone, courriers, courriels, boutiques…) ;  les services sollicités selon le moyen d’échanges et/ou la thématique de la réclamation ;  le(s) support(s) d’enregistrements : logiciel(s) concerné(s) et modalités d’enregistrement ;  le cheminement de la réclamation en fonction de la thématique abordée : un logigramme viendra illustrer le(s) processus correspondant(s) ;  les délais moyens visés pour chacune des étapes du processus et les modalités de calcul de ces délais ;  les supports de réponse utilisés selon le moyen d’échanges et/ou la thématique de la réclamation ;  les moyens de contrôle mis en place pour vérifier l’adéquation de la réponse apportée avec la requête initiale et la satisfaction globale du client, et pour vérifier les délais engagés ;  les modalités de calcul des taux de réponse avant les 30 jours : concrètement s’agit-il uniquement des réponses d’attente ? Les réclamations concernant le distributeur ERDF Le SDE35 sollicite également pour ce même axe de contrôle des éclaircissements concernant le traitement des réclamations engageant la responsabilité, ou à minima, la réponse du distributeur :  les moyens d’échanges (téléphone, courriers, courriels, support logiciel…) avec le distributeur ;  les services sollicités ;  le(s) support(s) d’enregistrements : logiciel(s) concerné(s) et modalités d’enregistrement  le cheminement de la réclamation en fonction de la thématique abordée, depuis la réception de la réclamation, en passant par la transmission au distributeur jusqu’à son classement : un logigramme viendra illustrer le(s) processus correspondant(s) ;  les délais moyens visés pour chacune des étapes du processus ;  les supports de réponse utilisés. EDF reste-t-il toujours le seul interlocuteur de l’usager ou le concessionnaire prend-il le relai de façon définitive ou transitoire ? Si oui, selon quel(s) critère(s) ? Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 151  les moyens de contrôle mis en place pour vérifier l’adéquation de la réponse apportée avec la requête initiale et la satisfaction globale du client au sujet de la réponse proposée. Quelles questions précises sont posées aux usagers ?  les modalités de calcul des taux de réponse avant les 30 jours : s’agit-il uniquement des réponses d’attente informant l’usager du traitement de la réclamation par ERDF ? Focus sur les données 2014 à l’échelle de la concession SDE35 Des données relatives aux réclamations sont transmises à l’échelle de la concession depuis l’année 2014, pour l’exercice 2013 et pour les seuls tarifs bleus. Néanmoins, celles-ci ne permettent pas d’avoir une vue précise de cette thématique. Aussi, le concessionnaire remettra-t-il les informations suivantes, pour l’ensemble des tarifs (Bleus, Jaunes, Verts) :  la répartition des moyens d’échanges utilisés : téléphone, courriers, courriels, boutiques ;  la répartition des origines des réclamations : usagers particuliers, collectivités, entreprises, associations...  la répartition des responsabilités engagées : EDF, ERDF, autre intervenant ou simple demande d’informations ;  la répartition des thématiques (fournie en 2014 pour les seuls tarifs bleus) ;  la répartition des délais effectifs de réponse suivant des pas de 10 jours y compris au-delà des 30 jours ;  le nombre et la répartition par thématique des réclamations qui font l’objet d’un 2ème, 3ème niveau, voire la sollicitation du Médiateur National de l’Énergie ;  le nombre de conseillers dédiés au traitement des réclamations ;  le nombre de réclamations suivies dans le cadre du « Baromètre Satisfaction Clients » et/ou ayant fait l’objet d’un contrôle qualité. En date du 1er septembre, EDF a transmis un rapport écrit précis et structuré présentant le processus de traitement des réclamations pour les clients Particuliers 1er niveau d’une part et d’autre part le traitement des réclamations pour les clients Entreprises et Collectivités Cette note est présentée en annexe 3 du présent rapport. Le SDE35 a remis à EDF une liste de questions portant sur ce document le 20 octobre (libellées en vert dans le document en annexe 3) et EDF a répondu le 27 octobre (réponses apparaissant en bleu). L’équipe EDF a accueilli le SDE35 ainsi que le SDEF le 9 novembre 2015 dans les locaux d’EDF. Le compte-rendu détaillé de cette journée peut être consulté en annexe 4 du présent rapport. Le Syndicat a pu noter lors de cette visite les moyens dédiés par EDF au traitement des réclamations, le dynamisme des équipes et la qualité des différents modes opératoires. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 152 Au regard de la performance de ces processus et la prédominance du vecteur oral des réclamations, le Syndicat comprend d’autant moins qu’EDF ne puisse fournir des indicateurs pour l’ensemble des sollicitations quelle que soit le support utilisé par l’usager (internet, téléphone, courrier…) et regrette ce manque de transparence. L’application de l’article 12 du cahier des charges prévoit une prise en charge totale ou partielle des déplacements d’ouvrage par le concessionnaire. Pour les situations ne répondant pas aux dispositions de cet article, le déplacement d’ouvrage est alors facturé dans sa globalité au demandeur. Une liste de 15 opérations de déplacements d’ouvrage a été transmise à ERDF au printemps. Pour chacune d’entre elles, le concessionnaire a précisé dans un premier temps les modalités de prise en charge partielles ou totales du demandeur. Dans le cas de prise en charge avérée, il a dû produire pour chacune des opérations concernées, des copies des pièces originales suivantes, en version informatisée :  la demande de déplacement fournie par l’usager ;  la Proposition Technique et Financière (PTF) transmise à l’usager ;  les éléments cartographiques comprenant les descriptifs techniques et les plans aux étapes d’études, de travaux et de recollement ;  la facture transmise au demandeur ;  les fiches « Ingepilot » précisant les linéaires mis en service et mis hors service ;  les comptes-rendus d’acceptation des mouvements d’entrée et de retrait en immobilisation  l’état récapitulatif « IRIS » des entrées et sorties d’immobilisation (version électronique sous forme de tableur) ;  le compte-rendu d’exécution d’investissement (CREI) donnant notamment les coûts définitifs du concessionnaire, y compris concernant les mises en concession d’ouvrages non localisés (transformateurs et branchements). Le Syndicat a pu apprécier, comme pour les dossiers de branchement, une présentation claire et organisée des fichiers en lien informatisé sur un même tableau. Néanmoins, pour plusieurs dossiers, les plans ou devis transmis étaient incomplets et leurs absences ne permettaient donc pas une analyse précise des facturations. Enfin, lors de la première phase de questionnement après remise des pièces de contrôle, correspondant à des demandes de précisions, le SDE35 a déploré quelques réponses expéditives, non adaptées. Les différents devis transmis ont permis de mettre en exergue de très importantes augmentations appliquées à certains postes par comparaison avec des prestations identiques facturées en 2012 ou 2013 :  mise en chantier de réseau souterrain en CD3 (+61 %) en CD2 (+ 66%) ; Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 155 Par ailleurs, le Syndicat s’interroge sur le bien-fondé de ces facturations complémentaires, en s’appuyant sur :  Le barème V3 qui ne prévoit pas de telles dispositions ;  L’arrêt de ces agissements dans certaines concessions début 2014 après alerte de AODE* concernées ;  D’une recommandation du MNE* (n°2014-1439 voir accès sur le site : http://www.energie- mediateur.fr/recommandations/trouver_une_recommandation.html) concernant un cas de contestation de ces facturations complémentaires. Le MNE* considère que les « prestations complémentaires sont déjà prises en compte dans le forfait de raccordements des clients du barème V3 ». Indépendamment de la problématique liée aux prestations complémentaires, l’analyse des facturations des travaux de branchement a permis de vérifier la conformité des coûts et des réfactions appliqués aux pétitionnaires pour 7 des 8 cas étudiés. Une opération concernant 4 branchements (référence dossier : DB27/0003428) suscite un questionnement de la part du Syndicat : Pourquoi ce raccordement BT* collectif ne suit-il pas les dispositions du paragraphe 12.1.3 "raccordement BT* d'un groupe de trois utilisateurs et plus" (du barème V3), qui prévoit l'application des formules de coûts simplifiées du paragraphe 5.4 ? ERDF a précisé en retour que ce projet comportait du raccordement collectif mais aussi du déplacement d’ouvrage. Pour faciliter les démarches du client, ERDF a proposé un seul interlocuteur et un seul devis et indique qu’il n'était pas possible de mélanger dans un même devis des forfaits collectifs et des prestations de DO au canevas de facturation. La facturation a donc été intégralement formalisée sous la forme de prestation au canevas. Le Syndicat regrette que cette disposition de calcul n'ait pas été spécifiée dans la proposition financière qui se rapporte seulement au raccordement et n'évoque nullement le projet de déplacement d'ouvrage. Les plans fournis ne permettaient pas de comprendre cette situation particulière. Le contrôle opérationnel portant sur les branchements a permis de souligner des défauts d’informations récurrents auprès de clients peu documentés au sujet de ces prestations peu habituelles, qu’il s’agisse de travaux complémentaires imposés ou de modalités de facturations particulières. Un échange oral avec les clients ne dispense pas ERDF de présenter une proposition financière bien renseignée, personnalisée et donc adaptée à chaque situation. Ces défauts d’informations dans le cadre des devis fournis aux usagers ont également été soulignés dans le cadre du traitement de quelques réclamations par le SDE35. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 156 L’article 13 du décret n°2011-1697 du 1er décembre 2011 relatif aux ouvrages des réseaux publics d’électricité présente de nouvelles dispositions de contrôle de la construction et de l’exploitation des ouvrages des réseaux publics d’électricité et des lignes directes. Les articles 14 et 15 prévoient le contrôle, par l’autorité concédante, du respect des obligations évoquées dans l’article 13. Les modalités de contrôle technique citées dans le décret n°2011-1697 sont détaillées dans l’arrêté du 14 janvier 2013 et distinguent le contrôle des nouveaux ouvrages et le contrôle des ouvrages existants. Dans le cadre de ces nouvelles obligations réglementaires, le SDE35 a souhaité connaître l’organisation mise en place par le concessionnaire pour l’application de cette réglementation. Il lui a été demandé le premier bilan annuel établi suivant les dispositions des articles 16 et 18 de l’arrêté du 14 janvier 2013 ainsi que les éléments d’information suivants :  les moyens mis en place à l’échelle nationale et/ou régionale et à l’échelle de la concession : les outils de contrôle et les moyens humains (en précisant notamment l’indépendance fonctionnelle du ou des organismes/agents de contrôle).  pour les ouvrages neufs : o la nature et la chronologie des échanges entre ERDF et le (ou les) organisme(s) de contrôle de la commande des travaux jusqu’à la transmission du compte-rendu définitif du contrôle, à l’appui d’un logigramme ; o les critères de choix retenus pour la sélection des ouvrages contrôlés ; o les modalités pratiques du contrôle ; o la liste des ouvrages non souterrains nouveaux mis en service sur 2013-2014 précisant le numéro d’affaire ERDF, le libellé de l’affaire ERDF et le linéaire non souterrain correspondant ; o la liste des ouvrages nouveaux contrôlés sur la période 2013-2014 et l’ensemble des comptes rendus de contrôle correspondants.  pour les ouvrages existants : o la nature et la chronologie des échanges entre ERDF et le (ou les) organisme(s) de contrôle de la commande des travaux jusqu’à la transmission du compte-rendu définitif du contrôle, à l’appui d’un logigramme ; o les critères de choix retenus pour la sélection des ouvrages contrôlés ; o les modalités pratiques du contrôle suivant chaque champ technique détaillé dans les articles 6 à 13 de l’arrêté du 14 janvier 2013 ; o la liste des ouvrages nouveaux contrôlés sur la période 2013-2014 et l’ensemble des comptes rendus de contrôle correspondants ; o les plannings prévisionnels de contrôle pour la période 2015-2023. Cet axe de contrôle a également été proposé par les 4 Syndicats bretons aux directions territoriales concernées. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 157 ERDF a fourni en date du 14 octobre le bilan annuel de l’année 2014. Celui-ci a été établi par le Pôle « Contrôle Technique des Ouvrage » (CTO), entité pilotée par la direction nationale ERDF pour organiser cette nouvelle mission. Ce rapport se trouve en annexe 5. Des questions complémentaires ont été transmises à ERDF avant une présentation qui s’est déroulée le 24 novembre 2015. Lors de la présentation du 24 novembre, le Syndicat a pu apprécier le traitement exhaustif du sujet ainsi que la prise en compte des questions complémentaires envoyées à l’occasion de la transmission du premier bilan. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 160 Les index sont saisis dans une application dont une extraction est faite au niveau national. Celle-ci sert de base de facturation aux fournisseurs. Le fichier E1-01, transmis par ERDF dans le cadre des données de contrôle, prend en compte les volumes acheminés pour le compte des clients acheteurs-revendeurs pour les livraisons que ceux-ci effectuent à leurs propres clients. La réglementation taxe l’énergie soutirée, mais non l’énergie injectée ; ainsi les volumes achetés aux producteurs par cette typologie de clients n’apparaissent-ils pas dans le fichier de données E1-01. L’application SGE gère l’interface entre les fournisseurs et ERDF. Les nouveaux fournisseurs l’utilisent pour informer ERDF des changements et interventions associées requises. La référence pour tout échange reste le point de livraison. La direction territoriale reste l’interlocuteur privilégié pour toute question relative aux données de volume acheminées. Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 161  AODE : Autorité Organisatrice de la Distribution de l’Énergie.  BT : Basse Tension  CARD : Contrat d’Accès au Réseau de Distribution ; en complément un ou plusieurs contrats de fourniture séparés doivent être souscrits par le consommateur  Catégorie de clients C1 à C5 : C1 : consommateurs avec contrat CARD* (HTA*+BT*) C2 : consommateurs HTA*, niveau de puissance > 250 KW C3 : consommateurs HTA*, niveau de puissance < ou = 250 KW C4 : consommateurs BT*, niveau de puissance > 36 KVA C5 : consommateurs BT*, niveau de puissance < ou =36 KVA  CGV : Conditions Générales de Vente; Il s’agit des dispositions contractuelles des contrats de fourniture d’électricité.  CMA : Client Mal Alimenté  CRAC : Compte Rendu d’Activité du Concessionnaire  CRE : Commission de régulation de l'énergie. Autorité administrative indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz en France.  Critère B : Indicateur qualitatif correspondant au temps moyen de coupure (en minutes) subi par un client alimenté en BT*. Il existe plusieurs axes de calcul de ce critère : o "TCC" = Toutes coupures confondues o "HIX" = Hors évènement exceptionnel o "RI" = Régulation incitative ; durée moyenne de coupure perçue par un client BT* hors évènement exceptionnel, hors interruptions ayant pour origine le réseau RTE et hors travaux  DMA : Départ Mal Alimenté  FACE : Fond d'Amortissement des Charges d'Électrification. Permet le financement des travaux d’amélioration des réseaux électriques basse tension (BT*) réalisés par les collectivités locales maîtres d’ouvrage en zone d’électrification rurale.  FNCCR : Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies  GDO : Gestion Des Ouvrages  HTA : Haute Tension A (dite moyenne tension, environ 20 000 Volts)  MNE : Médiateur National de l’Énergie. Autorité administrative indépendante, le médiateur national de l'énergie est chargé de recommander des solutions aux litiges avec les fournisseurs ou les distributeurs d'énergie et d'informer les consommateurs sur leurs droits Rapport de contrôle SDE35 2015 (exercice 2014) 162  NOME (loi) : La loi NOME, datant du 7 Décembre 2010, programme la disparition des tarifs réglementés verts et jaunes, qui sont les tarifs fixés par le Ministère de l'Énergie pour les entreprises. C’est donc l’ouverture totale à la concurrence pour les professionnels dont le compteur présente une puissance souscrite supérieure à 36 kVa. La loi NOME donnerait un cadre directif pour l’évolution des tarifs réglementés des compteurs de moins de 36 kVa : ils évolueraient en tenant compte « de l’addition des coûts d’acheminement d’électricité, du prix d’accès à la base régulée, du prix du complément de fourniture évalué sur la base des prix observés sur les marchés et des coûts de commercialisation ». Dans l’article 21, la loi NOME indique que les Autorités Organisatrices de la Distribution et le concessionnaire se réunissent annuellement au sein d'une conférence départementale pour établir un bilan de la programmation des investissements. La loi NOME a par ailleurs instauré les TCFE* en remplacement des Taxes Locales de l’Électricité.  OMT : Ouvrage de Manœuvre Télécommandé.  PCB (Transformateur PCB) : Transformateur composé de Polychlorobiphényles. Isolants diélectriques utilisés à partir des années 1930 pour leur qualité de stabilité chimique et leur ininflammabilité dans les transformateurs et condensateurs. A fait l'objet d'un plan d'élimination depuis 1987 jusqu'en 2010.  PCDMR : Programmation Coordonnée de Développement et de Modernisation des Réseaux. Il s’agit d’une démarche présentée dans le protocole signé entre la FNCCR* et ERDF en Septembre 2013, à l’occasion du congrès national de Montpellier. Ce protocole, prévoit, sur la période tarifaire 2014-2017, quatre dispositions en vue de renforcer les relations entre les AODE* et ERDF et ainsi améliorer la visibilité dans leurs échanges, notamment concernant les données patrimoniales.  PCT : Part Couverte par le Tarif. Dans le cadre des opérations de raccordement, le concessionnaire est en partie rémunéré par le TURPE* et rétribue une partie de cette rémunération à l’Autorité Concédante, qui correspond à la « part couverte par le tarif ».  PDV : Prolongation des Durées de Vie. Dispositif comptable mis en place par ERDF pour tenir compte d’une partie de certaines catégories d’ouvrage dont la durée de vie peut être prolongée.  Poste source : poste de transformation des tensions HTB en tensions HTA*, et de ce fait jonction entre le réseau de transport d’électricité et celui de distribution.  RAS : Remontée Aéro-Souterraine  TCFE : Taxe sur la Consommation Finale de l’Électricité. Introduite dans le cadre de la loi NOME*, son assiette repose sur la seule consommation en électricité des usagers. Elle est perçue par les communes urbaines et par le SDE35 pour le compte des communes rurales.  TPN : Tarif de Première Nécessité. Tarif social de l’électricité instauré La tarification spéciale de l’électricité "produit de première nécessité" a été mise en place par le décret du 8 avril 2004, modifié par le décret du 6 mars 2012 et le décret du 15 novembre 2013. Il prévoit que le bénéfice de la tarification sociale est ouverte aux personnes physiques titulaires d’un contrat d’électricité disposant de revenus leur donnant droit à la Couverture maladie universelle complémentaire (CMUC) ou à l’aide au paiement d’une assurance