Rapport du contrôle de concession

ÉLECTRICITÉ
Rapport
du contrôle
de concession
2014
Données 2013
Edité en octobre 2015
Sommaire
1 Préambule - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 4
1.1bL’organisation de la distribution publique d’électricité . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4
1.2bLe rôle des collectivités locales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4
1.3bLes missions du SIEIL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4
2 Le contrôle de la concession - chiffres 2013 - - - - - - - - - - 7
2.1bLa concession . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7
2.2bLa qualité de l’électricité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14
2.3bLa performance des réseaux HTA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24
2.4bLes investissements du concessionnaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26
2.5bLe patrimoine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28
concession.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32
2.6bLe résultat d’exploitation de la concession
2.7bLes usagers de la concession . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
2.8bLes services du distributeur aux usagers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
2.9bLes usagers abonnés aux tarifs réglementés de vente . . . . . . . . . . . . . . . . . .38
3 Les actions de contrôle - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -42
- 42
3.1bLe constat d’entretien des réseaux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42
3.2bLe projet de création d’un poste source à Fondettes
Fondettes.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43
3.3bLes contrôles relatifs aux immobilisations comptables . . . . . . . . . . . . . . . . .45
3.4bLa réhabilitation des postes de transformation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51
ANNEXES - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 53
ANNEXE 1
Détail de l’audit des réseaux HTA et BT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
ANNEXE 2
La campagne de mesure des tensions sur le territoire de la concession . . . . . .57
ANNEXE 3
Réseaux et postes de distribution impactés par les chutes de tension . . . . . . .60
4 GLOSSAIRE - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 62
2
Editorial
L
’édition
édi i
2014 du
d rapport de
d
contrôle apporte cette année
encore la démonstration que le
contrôleur communal doit rester mobilisé
pour s’assurer de la bonne exécution du
cahier des charges de concession.
Des zones de fragilités demeurent sur
les réseaux et des questions restent
posées à plus long terme sur le niveau
d’investissement indispensable au
renouvellement des ouvrages.
Le seuil réglementaire du nombre des
micro-coupures dans l’évaluation de la
qualité de fourniture reste important et
permet de porter une appréciation sans
rapport avec la réalité vécue par les
usagers.
Certaines orientations arbitraires
comptables et financières de l’exploitant
faussent l’économie du contrat de
concession.
Pierre-Yves Ma
Masson
asson
Agent assermenté
é
du contrôle communal
comm
munal
des distributions d’énergie
d
électrique et de gaz
ga
az et de la
l’électricité
taxe sur l’électricit
té
Ainsi malgré la qualité de ses intervenants et des prestations réalisées,
des divergences demeurent avec notre
concessionnaire.
Fort de ces constats, le SIEIL, autorité
concédante, audite ses réseaux publics
de distribution d’électricité et contrôle en
permanence l’amélioration de la qualité
de l’électricité pour les usagers des
276 communes de la concession.
Ce rapport constitue la synthèse du
contrôle annuel réalisé en 2014 pour
l’exercice 2013.
3
1 Préambule
1.1 L’organisation de la distribution publique d’électricité
Il est essentiel de comprendre comment s’articule le
système électrique français de son origine aux lois
qui le régissent en 2015 pour avoir une bonne lecture
des éléments juridiques, techniques et financiers de
ce rapport.
Le cadre réglementaire de l’organisation de la distribution
publique de l’électricité a beaucoup évolué au fil du
temps pour renforcer le rôle des collectivités locales et
leur donner de nouvelles missions.
Le fil conducteur de l’énergie trouve son origine à la fin
du 19e siècle avec la nécessité d’organiser la distribution
(“l’amenée”) de l’énergie électrique à tous les usagers.
Avec la loi du 15 juin 1906, les communes deviennent
propriétaire de leurs réseaux d’électricité. Elles sont
dotées d’un pouvoir concédant et peuvent ainsi établir
des conventions avec un concessionnaire autour d’un
cahier des charges fixant les droits et les obligations
des deux parties.
Beaucoup se regroupent en syndicats dont certains à
cadre départemental ou interdépartemental. La gestion
du service public est parfois assurée en régie.
Toutefois, la construction des réseaux de transport et de
distribution obéit à une logique de rentabilité. Les zones
rurales à faible densité de population n’intéressent pas les
investisseurs privés car les potentiels de consommation
sont faibles.
1.2 Le rôle des collectivités locales
Avec la loi du 8 avril 1946, l’Etat crée EDF et nationalise
la quasi-totalité des entreprises de production, de
transport et de distribution de l’électricité mais reconnait
la spécificité des entreprises publiques locales, qu’il
s’agisse de régies ou de SICAE.
Cette loi impose en même temps aux communes un
concessionnaire national unique pour la distribution de
l’électricité, leur ôtant toute possibilité de choix.
Cependant, l’Etat instaure un garde-fou au moyen de
l’article 36 de la loi qui dispose que les collectivités locales
sont dotées de droits fondamentaux :
• Le pouvoir de contrôle du concessionnaire,
• La propriété des ouvrages,
• La prérogative de maîtrise d’ouvrage de travaux sur
les réseaux.
1.3 Les missions du SIEIL
Le Syndicat intercommunal d’énergie d’Indre-et-Loire
(SIEIL) a ainsi été créé par les communes pour gérer
leur patrimoine et leurs réseaux d’électricité.
Le SIEIL est de fait l’autorité organisatrice du service
public de distribution de l’électricité sur le territoire des
276 communes d’Indre-et-Loire (hors Ville de Tours)
qui lui ont transféré cette compétence : 243 communes
rurales et 33 communes urbaines (répartition établie à la
date de signature du cahier des charges de concession
le 25 novembre 1992).
Le SIEIL, autorité concédante, propriétaire des ouvrages
des réseaux publics de distribution, veille à la qualité de la
distribution de l’électricité sur les réseaux de ce territoire
d’une superficie de 6092 km2.
Pour surveiller ses réseaux et assurer les missions de
contrôle communal des distributions publiques d’énergie,
le SIEIL dispose d’agents habilités par son Président et
assermentés par le tribunal de Grande instance de Tours.
4
1.3.1 • Le contrôle de concession
L’autorité concédante a pour obligation de vérifier le
respect par le concessionnaire des dispositions du
contrat de concession et de contrôler sa bonne exécution
comme le dispose l’article 32 - A du cahier des charges
de concession.
Le contrat de concession a été signé avec Electricité de
France (EDF) le 25 novembre 1992 pour une durée de
30 ans avec une date de prise d’effet au 1er janvier 1993.
Il prendra fin le 31 décembre 2022.
A la suite de la modification structurelle d’EDF le contrat de
concession est désormais porté, d’une part, par Electricité
Réseau Distribution de France (ERDF) sur toute la partie
gestion et exploitation des ouvrages concédés et, d’autre
part, par EDF Branche Commerce pour la partie usagers
abonnés aux tarifs réglementés de vente.
Préambule
Le contrôle de l’activité s’articule autour de 4 axes de
travail :
• le contrôle des données du compte-rendu annuel
d’activité du concessionnaire (CRAC) ;
• le contrôle ponctuel des données sous forme d’audits
annuels ;
• le contrôle au quotidien effectué tout au long de l’année
2013 ;
• les enquêtes menées auprès de plusieurs sources de
renseignements.
1.3.2 • Les actions de contrôle au titre de l’exercice 2013
• Le compte-rendu d’activité du concessionnaire
(CRAC) :
Le contrat de concession prévoit que le concessionnaire
(ERDF) présentera chaque année à l’autorité concédante
(le SIEIL), un compte-rendu de son activité comme
le dispose l’article 32 - C du cahier des charges de
concession.
Le concessionnaire a été invité à présenter ses données
chiffrées dans les locaux du SIEIL le 27 juin 2014. Les
chiffres remis correspondent aux données de l’exercice
2013.
• Les audits ponctuels
1. Du concessionnaire ERDF
Le Pôle Energie Centre a procédé à un contrôle ponctuel
de la comptabilité du concessionnaire. L’audit a été mené
le 2 juillet 2014 dans les locaux du Syndicat départemental
d’énergies d’Eure-et-Loir par les agents assermentés
du contrôle du Pôle Energie Centre. Cette vérification
avait pour but de faire un point précis avec ERDF sur
l’intégration des opérations de raccordement du point
de vue comptable dans les comptes du concessionnaire
ERDF et ce en fonction de l’origine de financement des
ouvrages (concessionnaire, AODE, tiers,…).
Un second audit sur la gestion technique et comptable
des usagers du service public d’électricité a été mené par
le SIEIL dans les locaux du concessionnaire, le 3 juillet
2014. Des compléments d’information ont été demandés
au concessionnaire en séance. Les éléments de réponse
ont été adressés au SIEIL, le 15 septembre 2014.
2. Du fournisseur d’électricité EDF - Tarifs de vente
régulés par l’Etat
Les contrôleurs du SIEIL ont également réalisé un audit
chez le fournisseur EDF sur les données de l’exercice
2013, le 4 juillet 2014.
Ce contrôle avait pour objectif d’apporter des
éclaircissements sur les données fournies dans le cadre
du service délivré aux usagers pour la partie fourniture
d’électricité aux Tarifs Régulés de Vente (TRV) par l’Etat.
Des compléments d’information ont été demandés au
fournisseur en séance. Les éléments de réponses ont
été adressés au SIEIL, le 18 septembre 2014.
• Le contrôle au quotidien
Le contrôle au quotidien consiste à veiller au respect des
dispositions contractuelles décrites dans le cahier des
charges de concession par le fournisseur EDF et par le
distributeur ERDF.
Cette activité est basée sur l’analyse et le traitement des
demandes et doléances transmises par les élus et les
usagers des communes.
En 2013, 32 réclamations ont été initiées pour mauvaise
qualité de la distribution de l’énergie électrique et 33 pour
défaut d’entretien des réseaux.
400
350
300
250
209
200
150
100
50
0
de la distribution
de construire Articles II-2 et 3
Réclamations entretien
des réseaux
Nb de courriers générés
5
Préambule
Les demandes d’autorisation de construire instruites par
le concessionnaire durant l’année 2013 sont également
contrôlées. Relatives aux ouvrages de réseaux publics
d’électricité et aux réseaux privés, elles concernent toutes
les nouvelles propositions de travaux d’extension, de
renforcement ou de dissimulation devant être effectuées
sur le territoire de la concession.
En 2013, 161 dossiers “Articles II-2 et 3” (en référence
au décret n°2011-1697 du 1err décembre 2011 relatif aux
ouvrages des réseaux publics d’électricité et des autres
réseaux d’électricité) ont été vérifiés par les agents du
contrôle. 61 ont fait l’objet d’un courrier d’observation
au concessionnaire.
• Les enquêtes
Les enquêtes permettent de mettre en perspective les
données fournies par le concessionnaire avec différents
événements ayant pu y contribuer : météorologie, travaux
d’entretien du réseau programmés ou non programmés,
incidents...
Dans ce rapport, vous sont présentés en seconde partie :
>>> Le constat d’entretien des réseaux de distribution
publique d’électricité de la concession réalisé par une
société spécialisée dans le relevé cartographique
de précision.
Des anomalies connues du concessionnaire ne sont pas
traitées. La non-conformité de l’élagage des réseaux
aériens est l’une des anomalies recensées la plus
importante. Sur 27 850 supports HTA et BT inventoriés sur
53 communes, 4 200 sont en contact avec la végétation
(15 %) et 1 820 sont en mauvais état (6,5 %).
>>> Le bilan de l’expertise de la méthodologie
pratiquée par les entreprises délégataires
en matière d’immobilisation comptable des
différents financements relatifs aux opérations
de raccordement.
• Réaffectation des financements concédant : le
concessionnaire ne communique pas le montant des
financements concédant (provisions pour renouvellement
et amortissements) constitués pour les ouvrages BT
déposés situés en zone ER, ni pour les ouvrages non
localisés (branchements et transformateurs notamment).
• Recettes d’exploitation du concessionnaire : les ouvrages
sont enregistrés comptablement comme étant financés
par le concessionnaire. Seule une partie extrêmement
minoritaire des montants facturés par ERDF aux
pétitionnaires est immobilisée comme relevant d’un
financement externe.
• Gestion comptable des ouvrages non localisés : on
constate une absence de lisibilité sur les pratiques du
concessionnaire.
• Données comptables ouvrage par ouvrage : les données
transmises par le concessionnaire ont permis de vérifier
les affectations des origines de financement et des flux
de provision.
>>> Le projet de création d’un poste source à Fondettes.
La concession présente un déficit du nombre de postes
sources par rapport à la longueur du réseau HTA et à
l’augmentation régulière de la consommation d’électricité
de l’agglomération tourangelle : 13 175 usagers
impactés (11,63 %) sur les 117 566 concernés, hors
ville de Tours.
Support BT - La Ville aux Dames
6
Le contrôle
2 Le contrôle
de la concession
Chiffres 2013
15 131 km de réseaux électriques irriguent la concession. Le réseau HTA aérien (5 351 km)
est principalement composé par des conducteurs de section ≤ à 34 mm2 (49 %) et de
54 mm2 (35 %) ce qui montre sa fragilité. Le réseau BT aérien (4 418 km) est constitué
à 15 % de lignes aériennes nues (1 085 km). Leur taux d’incident est en hausse depuis
3 ans malgré des conditions climatiques particulièrement clémentes.
2.1 La concession
Répartition des usagers de la concession
2.1.1 • Caractéristiques générales
8VDJHUV58b
53 %
SARTHE
Ussagers ER :
Usagers
47
7%
LOIRET-CHER
MAINEET-LOIRE
Joué-lès-Tours
58b5«JLPH8UEDLQG
«OHFWULͤFDWLRQ
Chinon
(5b‹OHFWULͤFDWLRQ5XUDOH
(5
(5b
‹OHFWULͤFDWLRQ5XUDOH
‹OHFWULͤFDWLRQ 5XUDOH
Part des usagers en zones rurale et urbaine
Les caractéristiques de la concession
• Nombre de communes desservies : 276
• Population de la concession : 470 979
(population légale au 1err janvier 2014, INSEE)
• Nombre d’usagers total de la concession :
- selon la base “clientèle” : 253 932
- selon la base “technique” : 252 827
L’alimentation en amont de la concession
• Nombre de postes source alimentant la concession : 31
• Nombre de postes source situés sur le territoire
de la concession : 17
• Puissance installée alimentant la concession : 1 955 MVA
INDRE
VIENNE
1 Poste source
21 Postes
sources
Poste source
Plus
de 5sources
000 usagers
2
Postes
Entre
1
000
et usagers
5 000 usagers
Plus de 5 000
Entre
et et
1 000
usagers
Entre 500
1 000
5 000
usagers
Entre 500 et 1 000 usagers
Entre 100 et 500 usagers
Moins de 500 usagers
Hors concession
7
2.1.2 • Le réseau moyenne tension HTA (de 1 000 à 50 000 Volts)
Caractéristiques générales
• Nombre de départs HTA de la concession : 238
• Longueur moyenne des départs HTA : 35 km
• Longueur du départ HTA le plus long : 154 km
• Nombre de départs HTA > 70 km : 28
7 971 km
8 044 km
8 068 km
40
8 084 km
32,8
32,0
31,1
Aérien
30
70,3 %
69 %
68 %
Total
66,2 %
26,1
26,7
26,9
15,1
15,4
15,4
2011
2012
2013
20
Souterrain
29,7%
2010
31 %
32 %
2011
2012
33,8 %
10
2013
Réseau aérien
Réseau souterrain
0
Le réseau HTA de la concession
Ages moyens par technologie de réseau HTA
Point de vigilence du réseau HTA
2010
0
110 km
2011
105 km
2012
2
102 km
2013
3
94 km
0
20
40
1,4 %
1,3 %
1 047 km
129 km
1,6 %
1 178 km
116 km
1,2 %
80 100 120 0
Evolution du réseau HTA de faible
section par rapport au linéaire total
1,67 %
121 km
1,3 %
60
133 km
30
60
Sur l’exercice 2013, une augmentation de puissance a
été constatée sur le poste source LA PELOUSE situé sur
la commune de Tours (+6 MVA), hors concession. Les
fichiers de données transmis par le concessionnaire
font également état d’un poste source supplémentaire
situé dans le département de l’Indre (36) qui alimenterait
désormais la concession en tant que secours : le poste
source LA FERRANDE.
1 339 km
1,44 %
90
120 150 0
Evolution du réseau HTA en câble
papier par rapport au linéaire total
31 postes sources alimentent la concession via un
réseau HTA long de 8 084 km, majoritairement constitué
de câbles aériens (66,2 %).
1 306 km
1,5 %
14,6 %
16,2 %
16,6 %
300 600 900 1200 1500
Evolution du réseau HTA
âgé de plus de 40 ans
Le réseau HTA aérien de la concession est principalement
composé de conducteurs de section ≤ à 34 mm2 (49 %)
et de 54 mm2 (35 %) ce qui montre sa fragilité.
59 à 95 mm2
0,9b%
49bkm
50 à 54 mm
m
35b%
1b883bkm
m
mm
38 à 48 m
0,4b%
21bkm
Fragilité du réseau aérien HTA
8
13,1 %
116 à 150 mm2
15b%
792bkm
≤ 16 mm2
0,8b%
42bkm
19 à 34 mm2
48b%
2b562bkm
Le contrôle
Le taux d’enfouissement du réseau HTA s’établit à 33,8 %.
Ce taux reste inférieur à la vingtaine de concession à
taille départementale auditée comme celle du SIEIL par
le cabinet d’expertise AEC1. On comptabilise environ
31 usagers par kilomètre de réseau.
Associée à ce taux d’enfouissement HTA relativement
modeste, la concession compte près de 116 km de
réseau HTA souterrain à isolation papier particulièrement
vulnérable aux défaillances. Il est concentré sur les
communes urbaines.
30 000
La commune de Joué-Lès-Tours en présente plus de
25 km, soit 21,6 %.
Les caractéristiques des câbles “papier” se dégradent
dans le temps (cela est lié à une migration de l’huile
d’imprégnation du papier). La concentration des câbles
“papier” sur quelques communes très urbaines représente
un risque important en cas de cascade d’incidents. La
gestion des travaux d’intervention sera difficile en termes
de communication et de mobilisation de moyens.
Communes dont la longueur des câbles souterrains
à isolation “papier” est supérieure à 500 m
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
SA
JO
UÉ
INT
-L
ÈS
-P
IER
-T
OU
RE
RS
-D
ES
-C
O
SA
RP
SA
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LIE
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CÉ
-S
X
UR
-C
ISS
BE
MO
E
AU
NT
LIE
BA
UZ
ON
LÈ
SLO
CH
ES
0
L’analyse du fichier d’incidents remis annuellement ne
permet pas de connaitre le type de câble concerné par
les incidents des réseaux aériens et souterrains.
Seule la mise à disposition de la localisation des incidents
aurait permis d’apprécier la répartition entre les différents
types de câbles ce que refuse de communiquer ERDF.
Le réseau HTA de la concession est relativement âgé
(âge moyen de 26,9 ans). 16,6 % des lignes ont de plus
de 40 ans. En particulier, le réseau HTA aérien est en
moyenne âgé de 32,8 ans. Face à cette situation, la
politique industrielle du concessionnaire est d’opérer
un renouvellement partiel des ouvrages HTA aérien au
moyen d’opérations de maintenance lourde dénommées
“prolongation de la durée de vie”. Celles-ci ont pour objet
de ne renouveler que les accessoires les plus défaillants
(attaches, isolateurs, armements, supports, etc.).
Cette stratégie, présentée par ERDF comme étant
la démarche la plus optimale au niveau technico
économique, n’empêche pas le vieillissement du réseau
HTA déjà important. En 2013, le concessionnaire a lancé
4 affaires de ce type sur la concession en investissant
435 000 €. La moitié a été réalisée sur le départ Marcilly,
notamment sur la commune de Villiers-au-Bouin.
Le SIEIL doit donc rester vigilant face au risque
d’obsolescence de son patrimoine HTA dans le futur.
AEC (Audit Expertise Conseil) est né de la volonté de la F.N.C.C.R (Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies) de mettre à la disposition des
collectivités territoriales et de leurs groupements des compétences spécialisées et indépendantes. AEC est une structure constituée d’experts (ingénieurs, économistes
et juristes), spécialisée sur l’évaluation de la qualité de la distribution de l’électricité - 18 rue de la Pépinière - 75008 PARIS.
La prestation réalisée par l’AEC lui a été commandée après consultation dans le cadre d’un marché public groupé avec le Pôle Energie Centre.
1
9
2.1.3 • Le réseau basse tension BT (de 50 à 1 000 Volts)
Caractéristiques générales
• Part des réseaux BT en zone ER : 67,3 %
• Taux d’enfouissement en zone ER : 28,6 %
• Nombre de départs BT : 20 281
0
6 956 km
6 993 km
18,2%
7 023 km
17,3 %
7 047 km
16,4 %
60
15,4 %
0
53,4
54,3
27,6
27,9
28,2
Aérien nu
50
34,5 %
0
35,5 %
36,5 %
37,3 %
0
40
30
0
0
52,4
47,3 %
2010
47,2 %
2011
47,2 %
2012
47,3 %
20
26,4
25,0
19,8
19,0
2013
Total
Torsadé
Souterrain
10
Taux réseau souterrain
Taux réseau aérien torsadé
0
Taux réseau aérien nu
Le réseau BT de la concession
2011
2012
2013
Ages moyens par technologie de réseau BT
Les âges moyens du réseau BT présentés sur le graphique ci-contre sont à considérer avec prudence, leur
datation étant approximative. En effet, 20,1 % d’entre eux sont datés de 1946.
Point de vigilence du réseau BT
2011
1
286 km
12,5 %
2012
2
281 km
277 km
2013
3
0
201
11
2011
922 km
12,2 %
201
12
2012
869 km
12,0 %
2013
201
13
50 100 150 200 250 300 0
Zone Urbaine (RU)
Zo
805 km
18,4 %
17,0 %
10,6 %
2010
0
740 km
2011
1
699 km
10,0 %
2012
2
659 km
9,4 %
2013
3
610 km
8,7 %
200 400 600 800 1000 0 100200300400500600700800
Zone Rurale (ER)
Répartition du réseau BT aérien nu
Le réseau BT est long de 7 047 km, majoritairement
constitué par des réseaux aériens (62,7 %).
Le taux d’enfouissement (37,3 %) a augmenté de
+2,8 % depuis 2010. Les communes avec les taux
d’enfouissement les plus élevés sont principalement
situées sur l’agglomération tourangelle.
Près de 20 % des lignes BT présentent une datation
arbitraire et fictive positionnée par le concessionnaire
à l’année 1946, ce qui altère le suivi de leur âge réel. En
effet, le SIEIL observe qu’aucune analyse fiable de l’âge
du réseau BT n’est possible, compte tenu de l’état de la
comptabilité tenue par le concessionnaire. Le Syndicat
considère que l’âge du réseau BT doit être reconstitué
par un inventaire technique précis des technologies
mises en œuvre et communiqué à l’autorité concédante.
10
19,6 %
Evolution du réseau BT aérien de
faible section
Le réseau de distribution d’électricité est constitué à
15,4 % de lignes aériennes nues sensibles aux aléas
climatiques (1 085 km). Leur taux d’incident est près
de 6 fois supérieur aux autres technologies sur la
concession, et en augmentation depuis 3 ans.
Leur quantité est non négligeable au regard de la moyenne
de 11,5 % constatée sur la vingtaine de concession de
taille départementale auditée comme celle du SIEIL par
le cabinet d’expertise AEC.
Ces linéaires sont situés pour les 3/4 en zone rurale où
le rythme de leur résorption s’établit à 64 km/an, contre
4 km/an en zone urbaine. Parmi ces lignes aériennes
nues, le réseau basse tension de faible section, qui
présente une fragilité accrue, représente 8,7 % des
réseaux BT sur la concession (610 km), soit un taux bien
supérieur à la moyenne constatée par l’AEC de 5,1 %.
Le contrôle
Taux d’enfouissement des réseaux HTA
SARTHE
Saint-Pierre-des-Corps
(max. avec 95,9%)
Joué-lès-Tours
(81,9%)
Amboise
MAINEET-LOIRE
LOIRET-CHER
Taux de réseau BT aérien nu
Chinon
Loches
Marçay
(56,2%)
(min. avec 0,3%)
INDRE
VIENNE
100 %
Entre 75 et 100 %
Entre 50 et 75 %
Entre 25 et 50 %
Moins de 25 %
Nul
Joué-lès-Tours
(81,9%)
Amboise
(54,9%)
MAINEET-LOIRE
Chenonceaux
les Essards
Hors concession
(max. avec 56,1%)
(min. avec 0%)
LOIR-
Taux d’enfouissement des réseaux BT
Amboise
VIENNE
LOIRET-CHER
MAINEET-LOIRE
INDRE
Saint-Pierre-des-Corps
(44,8%)
Plus de 50%
Entre 40 et 50%
Entre 30 et 40%
Entre 20 et 30%
Entre 10 et 20%
Moins de 10%
Avoine
(max. avec 78,9%)
Marçay
(min. avec 4%)
INDRE
VIENNE
100 %
Entre 75 et 100 %
Entre 50 et 75 %
Entre 25 et 50 %
Moins de 25 %
Nul
Hors concession
11
2.1.4 • Les postes de transformation électrique HTA/BT
Les postes HTA/BT
0
10 372
10 425
10 474
10 523
0
2 807
2 917
3 032
3 163
0
1 042
1 035
1 034
1 030
6 520
6 470
6 407
6 330
0
Urbain
2b437
23,2b%
b%
Rural
8b086
76,8b%
0
0
2010
2011
Postes sur poteau
2012
2013
Postes maçonnés
Postes préfabriqués
Evolution de la répartition des postes HTA/BT
27 108
81
2010
201
0
2010
2011
201
2011
2012
201
2
2012
74
26
100
72
26
98
HTA/BT en forme de tour. Elles sont
95
en cours de suppression.
69
2013
201
3
2013
0
20
En rural
40
Répartition des postes selon les régimes
urbain et rural sur le dernier exercice
60
26
Les cabines hautes sont des postes
80 100 120
En urbain
Evolution de la répartition des cabines hautes
selon les régimes urbain ou rural
La concession compte 10 523 postes de distribution HTA/
BT. Les transformateurs électriques sont essentiellement
aériens de type H61 (6 330 postes sur poteau), soit plus
de 60 % des ouvrages.
Le raccordement des nouveaux usagers et les opérations
d’adaptation en charge ont amené le nombre de poste
HTA/BT à croître de 49 unités en 2013. Les technologies
préfabriquées sont privilégiées dans les mises en service
constatées depuis 4 ans.
Le nombre des postes HTA/BT augmente légèrement
sur la période 2008-2013 : + 2,9 %.
2.1.5 • Les appareils de comptage
Les données fournies par le distributeur concernant les
appareils de comptage ne sont pas cohérentes entre
2012 et 2013, avec notamment une hausse de 79 % du
volume des compteurs de type électronique. ErDF ayant
installé 90 027 compteurs Linky sur la concession à fin
2013, ils semblent désormais comptabilisés comme des
compteurs électroniques.
12
Le déploiement des compteurs communicants Linky
sera réalisé entre 2015 et 2021 au plan national.
Depuis fin 2012, suite à l’expérimentation qui s’est
déroulée sur la concession du SIEIL, environ 1/3 des
compteurs C5 (puissance ≤36 kVA) a été remplacé par
des compteurs Linky.
Le contrôle
Les appareils de comptage
00
258 192
135
13
35 225
33,1%
80
60
256
56 139
65,1%
75
7 533
29,3%
40
37,6%
20
0
34,9%
2012
Electomécaniques
2013
Electroniques
Linky
Nombre total de compteurs C5
Evolution de la typologie des appareils de comptage
de la concession, pour les usagers C5
LINKY, un compteur communicant qui permet à :
ErDF
- d’automatiser les relevés de consommation ;
- d’intervenir à distance.
EDF
- de supprimer les factures estimées ;
- d’établir des offres tarifaires horo-différenciées ;
- de proposer de nouveaux services.
Compteurs monophasés
Compteur
électromécanique
Compteur
électronique
Compteur Linky
C
Li k
(AMM)
Compteur
électronique
Compteur Linky
(AMM)
Compteurs triphasés
Compteur
électromécanique
* La fiabilité des données de 2013 est, à ce jour, en cours d’analyse par le concessionnaire. Notamment la hausse de +79 % du volume de compteurs électroniques.
13
2.2 La qualité de l’électricité
En 2013, le temps de coupure moyen par usager de la concession (critère B) présenté
par l’exploitant est de 1,30 heure toutes causes confondues, en hausse de près
de 17 minutes par rapport à 2012. Le nombre d’usagers BT coupés plus de 3 heures pour
incidents ou pour travaux demeure important (38 354), chiffre en augmentation de plus
de 24 % depuis 2011.
La qualité de l’électricité comporte deux volets : la continuité d’alimentation et la qualité de tension.
2.2.1 • La continuité d’alimentation sur la concession
La continuité d’alimentation électrique est mesurée
principalement par le temps de coupure annuel moyen
des usagers basse tension. Cet indicateur appelé
“Critère B” inclut les coupures brèves (de 1 sec à 3 mn)
et longues (supérieure à 3 mn).
Critère B
exprimé
enb
minutes
Critère B
incidents
postes
sources
HIX
Critère B
incidents
HTA
HIX
Critère B
incidents
BT
HIX
En 2013, le critère B de la concession présenté par
l’exploitant est de 90,9 minutes toutes causes confondues
(TTC) soit 1,30 heure de coupure moyenne par usager,
en hausse par rapport à 2012.
Critère B
travaux
Critère B
incidents
exceptionnels
HIX
Critère B
incidents
RTE
HIX
Critère B
hors
incidents
exceptionnels
HIX
Critère B
toutes
causes
confondues
TCC
enbminutes
CritèrebB
toutes
causes
confondues
TCC
en heures
1,22
2007
1,1
45,8
7,1
18,6
0,0
0,3
72,9
72,9
2008
1,5
63,5
11,5
29,3
0,0
0,0
105,8
105,8
1,76
2009
1,1
135,4
16,4
35,6
0,0
0,0
188,5
188,5
3,14
2010
2,5
62,1
8,4
31,3
459,8
0,0
104,3
564,1
9,4
2011
1,6
38,0
5,7
28,6
0,0
5,8
0,0
79,7
1,33
2012
2,2
39,0
8,5
23,5
0,0
1,0
74,2
74,3
1,24
2013
3,1
51,4
12,7
23,4
0,0
0,0
90,6
90,9
1,5
Critère BbTCCb: Toutes causes confondues
HIXb: Hors incidents exceptionnels
Selon Météo France, à l’échelle mondiale, l’année 2013 est
l’une des dix années les plus chaudes depuis le début
des relevés en 1850. Les réseaux de distribution n’ont
par ailleurs pas été perturbés par des évènements
météorologiques exceptionnels durant ces trois dernières
années.
postes
Incidents poste
es sources
3,1bmn
Travvaux
Travaux
23,4bmn
23,4b
4bmn
Incidents
Incid
dents HTA
51,4bmn
Incidents
BT
12,7bmn
12,7b
7bmn
Durée moyenne de coupure en 2013
critère B hors évènements exceptionnels (HIX)
14
Le contrôle
Malgré des conditions météo très favorables, la courbe
de tendance du temps de coupure moyen hors incidents
exceptionnels (critère B) vue des usagers montre une
constante dégradation sur la concession.
189
200
180
160
140
120
104
100
80
60
91
106
80
73
74
40
20
0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Critère B hors incidents exceptionnels HIX en minute
Courbe de tendance
Critère B de la concession hors incidents exceptionnels (HIX)
en minutes
L’évolution du nombre de coupures HTA
Concernant le temps de coupure pour incident sur la période
2007-2013, la part relative au réseau HTA (62,2 minutes)
représente plus de 61 % de la valeur globale, hors incidents
exceptionnels et causes dues au réseau RTE.
Entre 2011 et 2013, le temps de coupure moyen par
usager sur incident HTA est passé de 38 à 51,4 minutes
avec notamment 13 minutes consécutives à de violents
orages le 27 juillet 2013.
160
135,4
140
Ce constat milite pour une priorisation des investissements
sur le réseau HTA. A titre indicatif, un incident HTA
concerne en moyenne 1 000 usagers alors qu’un incident
BT ne touche que quelques dizaines d’usagers.
120
100
80
60
45,8
63,5
62,1
51,4
40
20
0
2007
2008
2009
2010
38,0
39,0
2011
2012
2013
Critère B incidents HTA HIX en minutes
40
35,6
35
30
Le temps de coupure sur travaux HTA est relativement
important depuis 2008, près de 24 minutes en moyenne.
Le concessionnaire l’explique principalement par les
conséquences des campagnes de traitement du PCB
dans les transformateurs de plus de 500 ppm depuis
2010 et par une nouvelle réglementation sur l’élagage
plus contraignante qui nécessiterait plus de coupures
du réseau de distribution.
31,3
29,3
25
28,6
20
15
23,5
23,4
2012
2013
18,6
10
5
0
2007
2008
2009
2010
2011
Critère B travaux en minutes
15
L’évolution du nombre de coupures BT
Le taux d’incidents BT pour 100 km de réseau a
diminué sensiblement par rapport à l’exercice précédent
(8,1 incidents pour 100 km de réseau BT en 2013 contre
9 en 2012).
700
600
500
571
451
373
344
350
6,1 %
8,1 %
6,6 %
5
4
5,5 %
5,0 %
5,0 %
3
200
2
100
0
7
8,0 %
7,6 %
8
9,0 %
6
400
300
9,0 %
9
554
513
406
10
632
626
571 incidents (Toutes causes confondues TCC) ont été
répertoriés sur le réseau BT en 2013, contre 632 l’année
précédente, soit une baisse de 9,65 %.
1
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Nombre d’incidents BT
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Taux d’incidents aux 100 km
L’évolution du nombre d’usagers coupés
Conformément au décret n°2007-1826 du 24 décembre
2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions
techniques en matière de qualité des réseaux publics de
distribution et de transport d’électricité et à ses arrêtés
d’application du 24 décembre 2007, du 18 février 2010 et
du 7 janvier 2013, l’usager est considéré comme mal
alimenté si le nombre d’interruption longue est supérieur
à 6, ou si on constate plus de 35 coupures brèves ou si la
durée cumulée maximale des coupures longues dépasse
13 heures.
Le décret précise toutefois, pour le dénombrement
des coupures affectant le réseau public de distribution
d’électricité, qu’il n’est pas tenu compte des éventuelles
coupures secondaires survenant mécaniquement du
fait des manœuvres normales d’exploitation ou du
fonctionnement des protections automatiques du réseau,
dès lors que ces coupures secondaires concernent le
même incident et qu’elles surviennent moins d’une heure
après le début de celui-ci.
16
Le seuil réglementaire du nombre des micro-coupures
présenté par le concessionnaire ne permet donc pas de
porter une appréciation en rapport avec la réalité vécue
par les usagers.
La concession est considérée comme mal alimentée si
le pourcentage d’usagers mal alimentés est supérieur à
5 % des usagers desservis.
Les valeurs présentées par le concessionnaire en appui
du décret indiquent qu’aucun usager de la concession
n’aurait subi plus de 35 coupures brèves durant les années
2012 et 2013.
Le contrôle
Rappel des seuils
Décret N°2007-1826
du 24 décembre
2007 Arrêté du 10 janvier
2013
Coupures longues
Nombre de coupures
longues (> 3 mn)
Durée cumulée
(en heures)
Nombre de coupures
brèves (de 1sec à 3 mn)
6
13
35
2011
2012
2013
Clients au dessus
des seuils CL
786
1 802
2 169
Nombre de communes
concernées
15
17
28
Durée cumulée
7000
Coupures brèves
2011
2012
2013
Clients au dessus
des seuils CL
867
0
0
Nombre de communes
concernées
8
0
0
2011
2012
2013
Clients au dessus
des seuils CL
1 700
1 499
2 979
Nombre de communes
concernées
40
46
67
Sources ErDF - DQI 3 décembre 2014
6 234
6000
5000
5 606
06
4 135
4000
3000
2 081
2000
913
9
1000
0
1 183
2009
2010
1 802
2 169
Le nombre d’usagers BT subissant plus de 6 coupures
longues toutes causes confondues (2 536) est en
augmentation constante depuis 2011 : +177,8 %.
2013
De 2012 à 2013, le nombre d’usagers coupés durant plus
de 13 heures (2 979) augmente de +98,7 %.
2 536
786
2011
2012
Toutes causes confondues
Au sens du décret 24 déc. 2007
Nombre d’usagers subissant plus de 6 coupures longues
(durée > 3 minutes)
3500
2 979
3000
2500
2000
1 700
1500
1 499
1000
500
En 2013, sur le départ HTA Saint-Germain de Loches,
les communes de Saint-Hippolyte et de Bridoré ont été
affectées par 7 coupures longues (1 par mois, à partir du
mois de mai 2013).
0
2011
2012
2013
Nombre d’usagers coupés plus de 13 heures
17
Evolution du nombre d’usagers coupés
2010
0 3 909
2011
1 2 740
1,6 %
1,1 %
2012
2 3 837
1,5 %
2013
3 4 082
0,0
0,5
1,6 %
1,0
1,5
2010
25 629
2011
13 319 5,4 %
2011
6 4042,6 %
2012
16 633
2012
6 958 2,8 %
2013
20 669
2,0
Plus de 3 heures sur incident BT
0
2
10,5 %
6,6 %
8,1 %
4
6
8
10
12
5,1 %
12 314
2013
Plus de 3 heures sur incident HTA
Malgré des conditions climatiques très favorables depuis
3 ans, le nombre d’usagers basse tension coupés plus
de 3 heures pour incidents ou pour travaux (38 354)
demeure important, chiffre en augmentation de plus
de 24 % depuis 2011.
12 498
2010
0
1
4,8 %
2
3
4
5
6
Plus de 6 heures sur tous incidents
38 354
34 117
30 871
2011
2012
2013
Nombre d’usagers BT coupés plus de 3 heures en durée
cumulée sur l’année, toutes causes confondues
L’indicateur de continuité de fourniture (ICF) reste
relativement stable depuis 2011, avec une part d’usagers
hors des standards de qualité inférieure à 1 % en 2013.
Pourtant, le nombre de coupures très brèves sur
le réseau HTA a fortement augmenté (1 466 en
2013 contre 1 080 en 2012) +35,7 %, mais l’exploitant
déclare qu’aucun usager n’en aurait subi plus de
70 dans l’année.
2500
1 928
2000
1500
1 664
1 579
1 466
1 351
1000
988
1 080
500
0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Nombre de coupures très brèves HTA
L’ICF est un indicateur établi par agrégation du nombre de coupures longues, brèves et très brèves subies en
moyenne par un usager de la concession. Il vaut 100 pour une alimentation continue sans coupure électrique.
Coupures longues
Coupures brèves
Coupures très brèves
18
Très bonne
qualité
<1
<2
<4
Bonne
qualité
1 ≤ … <1,5
2 ≤ … <5
4 ≤ … <10
Qualité
moyenne
1,5 ≤ … <3
5 ≤ … <18
10 ≤ … <30
Qualité
critique
3 ≤ … <6
18 ≤ … <30
30 ≤ … <70
Hors standard
qualité
Au moins supérieur
à 1 des seuils
(6, 30, 70)
Le contrôle
L’indicateur de continuité de fourniture (HIX)
2013
2012
SARTHE
LOIRET-CHER
Joué-lès-Tours
Amboise
LOIRET-CHER
MAINEET-LOIRE
Jouélès-Tours
MAINEET-LOIRE
Amboise
Chinon
VIENNE
Très bonne qualité
Chinon
VIENNE
avec 7 CL)
Très bonne qualité
Hors standard qualité
Bonne qualité
Qualité critique (proche des seuils)
Hors concession
Qualité moyenne
2010
25,1
, %
2011
35,6 %
2012
43,9 %
2013
40,8 %
INDRE
1,7 %
2,5 %
0,8 %
25,6 % 37,4 %
0,6 %
0,4 %
22,3 % 35,9 %
1,6 %
2,9 %
23,6 % 35,9 %
2
0,5 %
21,3
, % 49,4
, %
Très bonne qualité
Qualité moyenne
Hors standard qualité
Bonne qualité
Qualité critique
(proche des seuils)
Evolution du pourcentage d’usagers par niveau
de continuité de fourniture (HIX)
80
80
79
2011
2012
2013
71
2010
Evolution de l’indicateur de continuité de fourniture (HIX)
2.2.2 • La qualité de tension distribuée aux usagers
La qualité de tension mesure la tenue des réseaux aux contraintes de puissance.
L’usager est considéré comme mal alimenté lorsque son point de connexion au réseau connaît au moins une
fois dans l’année une tension BT à l’extérieur de la plage de variation fixée par le décret du 24 décembre 2007, à
savoir 230 Volt ou 400 Volt + 10 % ou - 10 %.
19
Les contraintes de tension sur les réseaux HTA
246 départs HTA irriguent les postes de distribution
électrique HTA/BT de la concession sur une longueur
de 8 084 km.
La longueur du départ HTA le plus long est de 153,8 km
(longueur relevée sur le territoire de la concession).
Le nombre de départs HTA mal alimentés (DMA)
c’est-à-dire présentant des tensions supérieures à la
plage de plus ou moins 5 % est vérifié annuellement.
Afin de répartir la maîtrise d’ouvrage du renforcement
entre les réseaux HTA et BT, le seuil de dimensionnement
du réseau HTA a été déterminé à 5 % de chute de tension
(CT) dans le nouveau plan de tension.
0,4 %
0,4 %
0,4 %
8,6 %
5,2 %
3,7 %
2,1 %
22
14
9
5
0
1
1
1
2010
2011
2012
2013
2010
2011
2012
2013
Evolution du nombre de départs HTA
avec une CT comprise entre 5 et 7 %
Evolution du nombre de départs HTA
avec une CT supérieur 7 %
La concession présenterait une bonne qualité de tension HTA avec près de 2,5 % des départs HTA au-delà du
seuil de 5 % défini dans le plan de tension.
Poste source
Départ
Longueur
HTA en
totale en
contrainte
mètres y
Longueur
de tension
compris
aérien
“desservant”
hors
la
concession
concession
(en m)
Chute de
Nombre
tension
d’usagers maximum
impactés
2013
(en %)
LOCHES (37)
CHATILLON
19 444
19 301
143
1
2
9,27
LOCHES (37)
MANTHELAN
79 008
69 142
9 866
100
1 029
5,95
CHATEAU-RENAULT (37)
BONLEU
64 742
55 136
9 606
92
1 500
5,71
CHATEAU-RENAULT (37)
AUTHON
96 891
95 028
1 863
104
1 016
5,39
TOURS (37)
LUYNES
34 146
17 873
16 273
53
2 590
5,22
CHATILLON/INDRE (36)
RACHES
60 399
53 382
7 017
69
499
5,20
44 768
419
6 636
Longueur totale des départs
en contrainte supérieur à 5 % : 354 630
309 862
Le nombre de départs HTA en contrainte présentant des
chutes de tension supérieures à 5 % a diminué, passant
de 10 en 2012 à 6 départs en 2013. Leur longueur est
354,6 km et 6 636 usagers sont impactés par cette
mauvaise qualité de tension.
Le seul départ concerné par une contrainte supérieure à
7 % est le départ Châtillon-sur-Indre avec 9,27 %, mais
il s’agirait d’une contrainte estivale.
20
Longueur
souterrain
Nb de
postes
HTA/BT
impactés
Selon le concessionnaire sa contrainte en période
hivernale serait estimée bien plus faible à environ 1,4 %.
Ces estimations, à caractère probabiliste, des chutes
de tension HTA tiennent compte d’un scénario estival,
en plus de la situation hivernale.
Pour calculer la situation estivale, le concessionnaire
ajoute à la situation hivernale la charge relative aux
résidences secondaires.
Le contrôle
Le taux d’usagers considérés comme mal alimentés de 0,3 % décroît régulièrement depuis 3 ans.
Ce taux s’établit notamment à 0,9 % en zone rurale. Cette évolution est notamment le résultat des opérations de
renforcement menées par le SIEIL, et dans une moindre mesure par le concessionnaire (le nombre de contraintes
étant plus faible en zone urbaine).
Les réseaux et les postes de distribution électriques HTA/BT concernés par les chutes de tension sont présentés
par commune à l’annexe 3.
Les contraintes de tension sur les réseaux BT
20 257 départs BT irriguent les usagers de la concession sur une longueur de 7 047 km depuis les postes de
distribution électrique HTA/BT.
Un départ BT est en contrainte de tension lorsque le niveau de tension sort de la fourchette [-10 %, +10 %]
de la tension nominale de 230 V, c’est-à-dire entre 207 V et 253 V.
298
293
41
56
251
45
206
23
183
2010
252
2011
242
2012
206
2013
Taux DMA toutes zones confondues
Taux DMA BT RU
Taux DMA BT ER
Nombre de départs mal alimentés BT ER
Nombre de départs mal alimentés BT RU
Evolution du nombre de départs
mal alimentés par zone
Evolution des proportions de départs
mal alimentés par zone
Un usager BT est considéré comme “mal alimenté” lorsque la tension de son point de livraison sort
de la fourchette [-10 %, +10 %] de la tension nominale de 230 V.
2 216
563
1 983
629
1 431
1 573
450
488
1653
943
2010
2011
1354
2012
Nombre de départs mal alimentés BT ER
Nombre de départs mal alimentés BT RU
Evolution du nombre d’usagers
mal alimentés par zone
1123
2013
Taux CMA toutes zones confondues
Taux CMA RU
Taux CMA ER
Evolution des proportions d’usagers
mal alimentés par zone
21
Année
Ce tableau présente les chiffres donnés par l’exploitant du nombre d’usagers BT mal alimentés en zones urbaines
et rurales :
Nombre Clients
de clients mal alim.
urbain
urbain
%
Nombre Clients
de clients mal alim.
rural
rural
%
Total nb Total %
Total
clients
clients
Total
Total
%
mal alim. mal alim.
Nombre Nb clients clients
revu suite revu suite
de clients mal alim. mal
constat constat
alim.
SIEIL
SIEIL
2007
121 038
1 235
1,02
107 870
4 027
3,73
228 908
5 262
2,30
13 749
6,01
2008
122 039
1 110
0,91
110 076
4 284
3,89
232 115
5 394
2,32
15 069
6,49
2009
126 030
1 310
1,04
112 373
3 784
3,37
238 403
5 094
2,14
14 273
5,99
2010
127 383
488
0,38
114 758
943
0,82
242 141
1 431
0,59
4 291
1,77
2011
129 314
563
0,44
116 848
1 653
1,41
246 162
2 216
0,90
6 179
2,51
2012
131 751
629
0,48
118 969
1 354
1,14
250 720
1 983
0,79
5 412
2,16
2013
132 567
450
0,34
119 237
1 123
0,94
251 804
1 573
0,62
4 697
1,87
Source ERDF - DQI 3 décembre 2014
En 2010, le concessionnaire a actualisé ses hypothèses
du modèle de calcul des contraintes de tension sur le
réseau.
Les modifications portent sur :
• Les profils de consommation de certains usagers afin
de mieux prendre en compte les usages et matériels
nouveaux,
6000
4500
5 262 5 394 5 094
4 284
3 784
3500
3000
4000
2500
3000
2 216 1 983
2000
2007
2008
2009
2010
1500
1 235 1 110 1 310
1000
500
2011
2012
1 653
2000
1 573
1 431
1000
2013
0
1 354
943
9
3
563
629
2011
2012
1 123
450
488
2007
2008
2009
2010
2013
Clients mal alimentés
Répartition des clients mal alimentés
Au regard du décret qualité qui fixe à 3 % maximum,
le pourcentage de clients mal alimentés au niveau
d’un département, la cartographie par commune est
substantiellement modifiée.
respecte le niveau fixé par la réglementation. La baisse
importante résulte de la modification des paramètres
de calcul.
Le taux d’usagers mal alimentés sur la concession
22
4 027
4000
5000
0
• L’actualisation des historiques de températures froides
de référence avec la prise en compte de chroniques
statistiques longues plus récentes (1960/1990
1979/2009),
• L’adaptation des réglages de la tension au niveau
des postes sources (régleur en charge et tension de
consigne) et des transformateurs HTA/BT (prises à
vide).
Afin de tester la fiabilité des simulations de calcul des
chutes de tension réalisées par le concessionnaire, le
Le contrôle
SIEIL a fait mener par le cabinet d’expertise AEC, une
campagne de mesure sur 20 points de soutirage BT
de la concession.
La campagne s’est déroulée sur une trentaine de jours
du 18 février 2013 au 15 mars 2013.
Les mesures ont été confrontées aux résultats de
simulation issus de l’outil Système d’information
géographique (SIG) du concessionnaire.
La comparaison a permis de juger de la justesse du
nombre communiqué des usagers considérés comme
mal alimentés par ERDF.
La synthèse des résultats obtenus a été présentée
aux services de la Préfecture d’Indre-et-Loire le
21 juin 2013 lors de la conférence départementale sur
l’électrification rurale pour la répartition des aides du
Compte d’affectation spécial du fond d’amortissement
des charges d’électrification (CAS FACÉ). Le détail de
l’expertise est présenté à l’annexe 2.
Les résultats font état d’un écart de 1,4 % de la tension
nominale entre ces deux valeurs (mesurée et simulée),
écart allant dans le sens d’une surestimation de la tension
d’alimentation selon l’outil SIG du concessionnaire.
De ce fait, les mesures mettent en avant une potentielle
sous-estimation des contraintes de tension et donc
du nombre des départs mal alimentés (DMA) et des
clients mal alimentés (CMA) sur la concession.
Ainsi, en s’appuyant sur le fichier du critère B de l’exercice
2013 qui indique les résultats de la simulation effectuée
par le concessionnaire par départ BT de la concession,
le nombre de DMA et de CMA de la concession a dû
être ré-estimé en ajoutant +1,4 % à la chute de tension
estimée.
Cet ajout a pour conséquences d’augmenter :
• le nombre de départs BT mal alimentés en contrainte
de tension qui passe de 251 à 620 (+147 %) ;
• le nombre d’usagers mal alimentés qui passe de
1 573 à 4 697 (+198,6 %) ;
Le constat
Il apparaît que les estimations issues de l’outil du concessionnaire sont peu satisfaisantes au regard de
leur comparaison avec les mesures réalisées sur le terrain, avec un écart moyen de 1,4 % dans le sens
d’une sur estimation de la tension sur l’outil SIG.
Le nombre de départs BT et d’usagers mal alimentés reste donc important malgré les chiffres à la baisse
présentés par le concessionnaire.
Nombreuses réparations sur réseau HTA - Verneuil sur Indre
23
2.3 La performance des réseaux HTA
Le réseau aérien HTA reste fragile et a une forte influence sur la dégradation de la continuité
de l’alimentation. Le taux d’incident par type d’ouvrages HTA (aériens, souterrains)
comparé à leurs longueurs respectives montre que 85 % sont dus au réseau aérien. A
cette situation préoccupante s’ajoute le nombre de coupures pour travaux (hors PCB)
qui a plus que doublé de 2004 à 2013.
Un certain nombre de critères sont disponibles pour
évaluer la performance des réseaux :
• le Critère B vu plus haut est représentatif de la qualité
perçue par les usagers. Il est calculé toutes origines
de panne confondues ;
• le Critère G permet de suivre les coupures très brèves ;
• le taux d’incidents HTA des réseaux pour 100 km de
réseau. Ce taux d’incident HTA est calculé pour la totalité
du réseau mais ne permet pas d’analyser correctement
la contribution de chaque nature de réseau aérien et
souterrain aux incidents.
Afin de déterminer avec plus de précision les causes
d’incidents, l’observation a été complétée avec d’autres
paramètres :
• le nombre d’incidents par siège,
• le temps moyen d’indisponibilité de l’ouvrage considéré,
• l’évolution du taux d’incidents pour 100 km relative à la
longueur de réseau considérée (par exemple : nombre
incidents souterrains / longueur réseau souterrain).
2.3.1 • L’évolution du nombre d’incidents HTA
Sur la période 2004 à 2013 les courbes de tendances montrent que le nombre des incidents aériens augmentent.
332
350
300
250
199
200
224 231
255
60
170
59
53
41
30
118
20
20
50
0
40
73
58
61
50
194 200
75
69
70
277
150
100
80
23
10
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Nombre d’incidents réseaux aériens HTA
(hors causes dues aux tiers)
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Nombre d’incidents réseaux souterrains HTA
(hors causes dues aux tiers)
Le taux d’incident par type d’ouvrage HTA en valeur relative (par rapport à leurs longueurs respectives) montre
que 85 % sont dus au réseau aérien
Postes
Post
es HTA/BT
6b%
Souteerrains
Souterrains
9b%
Aériens
85b%
Taux d’incidents HTA 2013 (hors causes dues aux tiers)
Sout
Souterrains
terrains
2b735bkm
2b73
35bkm
34b%
%
Longueur des réseaux HTA
Ces valeurs sont à comparer avec la répartition des réseaux HTA de la concession (8 084 km).
24
Aériens
5b349bkm
66b%
Le contrôle
7
Taux incident pour 100km
Taux incident pour 100km
La courbe de tendance du taux d’incident au 100 km montre la fragilité du réseau aérien HTA et sa forte influence
sur la dégradation de la continuité de l’alimentation :
6
5
4
3
2
4,00
3,50
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
1
0,50
0
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Réseaux aériens HTA
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Réseaux souterrains HTA
140
Taux incident pour 100km
Le nombre d’incidents de postes HTA/BT décroit après un pic en 2008 lié à une importante augmentation des
incidents “Transformateurs” :
125
120
93
100
80
60
51
40
1,60
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
50
38
28
20
0
61
72
1,80
0,40
28
0,20
15
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Nombre D’incidents Postes HTA/BT
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Postes HTA/BT
2.3.2 • L’évolution du temps d’indisponibilité des ouvrages
Temps en minutes
L’augmentation du temps d’indisponibilité des ouvrages reste préoccupante.
La courbe de tendance des incidents de câbles électriques1 HTA est en progression constante.
350
318
279
300
276
250
200
150
119
206 202 201
133
124
100
50
0
84
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Temps moyen d’indisponibilité sur incident câble
L’augmentation du temps d’indisponibilité des ouvrages
génère plusieurs interrogations par rapport à la réactivité
du distributeur et pourrait être liée :
• à son organisation (ressources disponibles, impact
du temps de trajet),
• à des facteurs humains (qualité du diagnostic d’incident,
formation incomplète des intervenants),
• au dimensionnement des outils centralisés,
• aux difficultés d’accès aux réseaux (broussailles,
plateformes de manœuvre, appareillage de manœuvre).
1
Certains incidents ont été ôtés de la chronique analysée (période 2007 à 2013). Il s’agit des coupures longues du 10/03/2008, du 24/01/2009 (Klaus), du 9 et
10/02/2009 (Quinten) et de celles de 2010 (Xynthia) relevant d’incidents exceptionnels.
25
2.3.3 • L’évolution du nombre de coupures longues pour travaux
Nombre
Le nombre de coupures pour travaux (hors PCB) a plus que doublé entre 2004 et 2013. L’application stricte des
règles de voisinages (dans le cas de l’élagage) n’est pas suffisante pour expliquer cette augmentation.
900
793
800
700
600
400
300
541
289
296
200
646
644
493
500
332
382
427
100
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Evolution du nombre de coupure HTA pour
travaux hors tension
Nota : les coupures longues travaux liées à l’application de
la réglementation visant à supprimer les transformateurs
pollués au PCB (Polychlorobiphényles) ont été retirées
de l’historique.
2.4 Les investissements du concessionnaire
Afin d’améliorer la qualité de la desserte électrique sur le
territoire, le concessionnaire a investi près de 18,2 M€ en
2013, auquel s’ajoute 7,4 M€ imposés par les opérations
de raccordement.
Les investissements délibérés ont sensiblement
augmenté entre 2011 et 2013 (de 13,2 M€ à 18,2 M€).
Les prochains exercices permettront de juger de leur
impact sur le critère B.
34 156
3 249
14 241
16 650
2010
Le projet des compteurs communicants LINKY
déployés en Touraine a nécessité des investissements
exceptionnels en 2010 de la part du concessionnaire. La
forte baisse observée sur les investissements en 2011 est
due au retour à un rythme d’investissements normal sur
les moyens d’exploitation et les raccordements.
9 832
13 057
35
21
6 911
2011
3 649
3 747
3 332
16
25 567
23 069
20 110
14 399
93
6 244
2012
7 426
2013
6«FXULW«HQYLURQQHPHQWPRGLͤFDWLRQG̵RXYUDJH
Performance réseau (renforcement, climatique,
PRGHUQLVDWLRQPR\HQVG̵H[SORLWDWLRQ
Logistique
Raccordement
Montants des investissements du concessionnaire (en k€)
Réseaux HTA mis en service sous maîtrise d’ouvrage du concessionnaire
114,7
0
68,3
79,5
53,9
Renforcement
1,5
100,3
2,4
1,4
86,9
19,6
5,4
27,7
7
2011
2012
Renouvellement
Longueurs HTA mises en service
par nature de travaux (en km)
26
106,5
7,5
5,1
9,3
2010
81,4
2,6
9,2
4,2
2013
Extension
66,9
2010
Souterrain
112,2
2011
Aérien nu
Longueurs HTA mises en service
par type d’ouvrage (en km)
105,0
2012
97,9
2013
Le contrôle
Réseaux BT mis en service sous maîtrise d’ouvrage du concessionnaire
27,0
4,8
4,1
7,2
6,0
6,7
26,0
25,7
9,9
5,3
7,1
7,5
15,2
2
13,0
2010
2011
Renforcement
2012
Renouvellement
Longueur BT mises en service
par nature de travaux (en km)
6,5
7,7
19,8
8,5
7,1
11,4
4
21,6
2013
Extension
2010
Souterrain
21,5
2011
16,1
2012
15,1
2013
Aérien nu
Longueur BT mises en service
par type d’ouvrage (en km)
Support BT à Saint-Avertin
27
2.5 Le patrimoine
A fin 2013, le patrimoine de la concession est valorisé à 689 M€, en augmentation
de 27 M€ sur un an. La dette du SIEIL envers le concessionnaire est évaluée à 13,7 M€,
en hausse de +1,1 M€ par rapport à 2012, soit 54 € par usagers de la concession.
Le patrimoine concédé comprend l’ensemble des réseaux HTA et BT, les postes de transformation HTA/BT, les
transformateurs, les branchements, les compteurs et leurs accessoires.
2.5.1 • La valorisation du patrimoine
SARTHE
Le patrimoine concédé est valorisé à 689 M€ à fin
2013, en augmentation de 27 M€ sur un an.
Les ouvrages non localisés (branchements,
transformateurs, compteurs) représentent près
d’un quart de ce patrimoine, soulignant tout l’enjeu
d’une plus juste localisation comptable de ces
ouvrages, ce qui devrait être le cas dès 2015 pour
les transformateurs.
Transfformateurs
Transformateurs
21b116bk€
21b116b
6bk€ / 3,1b%
Autres
13b017bk€
b € / 1,9b%
Compteurs
Compt
teurs
37b084bk€
37b084b
4bk€ / 5,4b%
Réseau
Résseau HTA
219b705bk€
219
9b705bk€
31,9b%
Branchements
Branche
ements
120b307bk€
120b30
b 07bk€
5,4b%
MAINEET-LOIRE
ET-CHER
VIENNE
Chanceaux-près-Loches
(max. avec 18 199€/usager)
La Riche
INDRE
Valeur
brute
par usager
Plus
de 5 000
€/usager
sur la concession
Entre 4 000 et 5 000 €/usager
Réseau
Rés
seau BT
220b684bk€
220
0b684bk€
32b%
Postess HTA/BT
57b025bk€
57b025b
5bk€
8,3b%
Entrede
3 000
et 4 000
€/usager
Plus
5 000
€/usager
Entre 4 000 et 5 000 €/usager
Entre 3 000 et 4 000 €/usager
Entre 2 000 et 3 000 €/usager
Moins de 2 000 €/usager
Répartition de la valeur brute par type d’ouvrage
VB :
617 790
2010
VB :
641 445
VB :
661 552
Hors concession
VB :
688 938
368 027
378 484
384 588
397 952
249 763
262 961
276 964
290 986
2011
Amortissement
2012
2013
2 524
2 583
2 629
2 713
2010
2011
2012
2013
VN : valeur nette comptable
VB : valeur brute
Evolution des immobilisations en concession
(en k€)
28
Evolution de la valeur brute par usager
(en €/usager)
Le contrôle
58,1 %
7,2 %
57,2
44,7
4,7 %
8,5 %
48,5
45,5
5,5 %
43,0 %
38,1 %43,1
43,1 %
37,4 %
37,7
7,7 %
2010
2011
2012
2013
Evolution du taux d’amortissement des ouvrages
Ré
se
au
41,0 %
Au
tre
s
Tra
ns
fo
rm
ate
ur
s
Co
mp
teu
rs
Br
an
ch
em
en
ts
Po
ste
sH
TA
/B
T
40,4 %
42,2 %
BT
37,5
7,5 %
41,9 %
HT
A
49,0 % 47,7 % 47,7 %
Ré
se
au
2.5.2 • Le taux d’amortissement des ouvrages
2012
2013
Taux d’amortissement par type d’ouvrage
Le taux d’amortissement des ouvrages de la concession continue d’augmenter (42,2 % en 2013). Ce taux a notamment
progressé sur les postes HTA/BT ainsi que sur les compteurs. L’amortissement des branchements est quasi stable
mais de manière artificielle. En effet, ces ouvrages sortent automatiquement de l’inventaire dès leur fin de vie comptable.
OUVRAGES CONCÉDÉS
DURÉE D’AMORTISSEMENT
Canalisations HTA et BT
40 ans / 50 ans
Postes HTA/BT
30 ans (appareillage) / 45 ans (génie civil)
Transformateurs4
40 ans
Branchements
40 ans
Compteurs
20 à 30 ans
3
1
2
2007 : changement par ErDF de la durée d’amortissement des bâtiments des postes HTA/BT (30 ans -> 40 ans)
2007 : changement par ErDF de la durée d’amortissement des appareils de comptage HTA/BT (30 ans -> 20 ou 25 ans)
3
2011 : changement par ErDF de la durée d’amortissement des réseaux aériens BT torsadés (40 ans -> 50 ans)
4
2012 : changement par ErDF de la durée d’amortissement des transformateurs HTA/BT (30 ans -> 40 ans)
1
2
2.5.3 • La valeur de remplacement
La valeur de remplacement représente la valeur
théorique de renouvellement. Elle est calculée à partir
de la valeur brute historique des ouvrages concédés et
elle est réévaluée annuellement pour refléter l’évolution
des coûts à partir d’un panier (coûts des travaux
publics, de main d’oeuvre et d’ingénierie).
A partir de la valeur de remplacement, le concessionnaire calcule annuellement la dotation aux provisions
pour renouvellement.
80 215
76 060
2 700
847 330
882 804
915 651
944 996
2010
2011
2012
2013
Evolution de la valeur de remplacement (en k€)
74 527
2 100 72 993
2.5.4 • Les provisions pour renouvellement
2010
2011
35WRWDOH¢ͤQG̵H[HUFLFH
2012
2013
Reprise PR BT torsadés en 2011
Reprise PR transformateurs en 2012
Evolution des provisions pour renouvellement constituées (en k€)
Les provisions pour renouvellement sont constituées
par le concessionnaire pour les ouvrages renouvelables
avant la fin de la concession. Elles doivent couvrir
la différence entre la valeur d’origine du bien et son
coût futur de remplacement à l’identique.
Elles ne peuvent être utilisées que pour renouveler
l’ouvrage pour lequel elles ont été constituées.
29
En 2011, l’impact de la modification des modalités
de calcul des provisions pour renouvellement est
de -854 k€. Les effets de ce changement se feront
ressentir jusqu’à la fin du contrat de concession.
Transformateurs
formateurs
2b855bk€ / 3,9b%
Compteurs
Compt
teurs
0bk€ / 0b%
Branchements
Branch
hements
14b327bk€
14b327b
7bk€
19,6b%
b%
La sortie d’inventaire des branchements dès leur
fin de vie comptable impacte également le stock
des provisions pour renouvellement qui suit une
tendance baissière depuis 4 ans. Ces diminutions
sont également dues aux reprises consécutives
à l’allongement des durées de vie des réseaux BT
torsadés en 2011 et des transformateurs HTA/BT
en 2012.
Pour rappel, au cours de l’exercice 2011, la durée de
vie comptable des réseaux BT aériens torsadés a
été allongée de 40 à 50 ans par ERDF sans aucune
concertation avec le SIEIL, impactant à la baisse le
stock de provisions pour renouvellement.
Durant l’année 2012, ce fut également le cas pour
les transformateurs avec un allongement de la durée
d’amortissement de 30 à 40 ans.
Ces modifications impactent à la baisse le stock
Autres
116bk€
116bk
bk€ / 0,2b%
Résseau HTA
Réseau
38b594bk€
38b594bk€
52,9b%
Postes HTA/BT
6b444bk€
8,8b%
Réseauu BT
10b656bk€
10b656b
6bk€
14,6b%
b%
Répartition des provisions pour renouvellement constituées
de provisions pour renouvellement et diminuent
mécaniquement les droits du concédant.
La modification des modalités de calcul appliquées
depuis 2011 a pour conséquence de réduire le flux
des dotations, de l’ordre de 850 k€ par exercice.
La baisse du stock des provisions pour renouvellement
a pour principale conséquence d’augmenter la
dette de la Collectivité envers le concessionnaire
de 12,6 M€ en 2012 à 13,7 M€ en 2013.
2.5.5 • La répartition de l’origine de financement des immobilisations
Le concessionnaire n’a pas transmis au SIEIL un
inventaire des ouvrages précisant ouvrage par
ouvrage la décomposition du financement entre son
financement propre et le financement externe (tiers ou
collectivités). Il n’a donc pas été possible de vérifier les
valeurs relatives aux mises en immobilisation et aux
droits du concédant qui n’indiquent que de manière
agrégée l’origine de financement des ouvrages.
Le concessionnaire n’immobilise pas en financement
de tiers la participation financière au raccordement
des pétitionnaires ou des communes.
En d’autres termes, la participation des pétitionnaires
ou des communes estimée à 60 % du coût du
raccordement est considérée comme du financement
propre d’ERDF ce qui est tout à fait contestable.
La répartition de l’origine de financement des immobilisations
367 950
378 484
384 588
53,7%
53,8%
397 952
53,7%
Tiers
394bk€
b € / 0,9b%
54,2%
Collectivité
Collect
tivité
13b763bk€
13b763b
3bk€
32,7b%
b%
46,2%
2010
46,3%
2011
VN ErDF
46,3%
2012
2013
VN Collectivité
Valeur nette des mises en service (en k€)
30
45,8%
Origine des financements mis en concession
ErDF
27b921bk€
2
66,4b%
Le contrôle
de la concession
2.5.6 • Les droits du concédant
Les droits du concédant continuent d’augmenter pour s’établir à 311,3 M€ avec un rythme de +10,5 M€/an
depuis 2010.
Les droits du concédant représentent la valeur des biens mis gratuitement dans la concession par le concédant.
289 699
279 814
311 278
297 532
397 952
Valeur nette des ouvrages
Valeur nette des ouvrages financés
par le concessionnaire
-182 367
Amortissement des ouvrages
financés par le concédant
2010
2011
2012
95 693
311 278
Droit du concédant
2013
Evolution des droits du concédant (en k€)
Décomposition des droits du concédant
sur le dernier exercice (en k€)
Les dettes et créances réciproques
Un solde des dettes et créances réciproques positif
traduit une position de dette de la Collectivité envers
le concessionnaire. Un solde des dettes et créances
réciproques négatif traduit une position de dette du
concessionnaire envers la Collectivité.
12 728
12 529
2011
2012
13 681
7 921
2010
2013
Evolution des dettes et créances réciproques (en k€)
16000
60
13 681 k€
12 529 k€
14000
12000
50€
50
11 021 k€
6000
44€
40
10000
7 921 k€
8000
54€
32€
30
4 024 k€
20
17€
4000
2000
0
10
1 610 k€
2008
2009
2010
2011
2012
0
2013
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Dette par usager de la concession
Dette du SIEIL envers le concessionnaire
Evolution du ticket de sortie 2008 et 2013
7€
Evolution de la dette par usager entre 2008 et 2013
La dette par usager de la concession est de 54€ en 2013
31
2.6 Le résultat d’exploitation de la concession
Pour la deuxième année consécutive, le résultat constaté d’exploitation de la concession
est positif et s’établit à 6,1 M€ en 2013 (+13 % en 3 ans). Cette augmentation est due à
la hausse du tarif moyen d’acheminement depuis l’application en 2011 du nouveau Tarif
d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE 3).
111,2
3,2
11,9
2,5
3,2
98
9,8
4,2
89,9
89,1
3,7
2010
126,3
119,9
111,4
5,0
3,3
10,3
37
3,7
3,3
10,0
4,5
45
96,1
101,4
6,5
2011
2012
118,2
23,4
3,3
6,4
17,7
24,1
3,4
6,5
18,8
23,4
23,8
23,2
41,1
7,0
2013
120,2
116,4
114,0
26,8
3,4
6,3
6
3
17,3
2010
39,3
2011
23,3
3,4
6,3
19,5
26,4
40,4
2012
41,3
2013
Autres charges
Charges centrales
Autres produits d’exploitation
Production stockée et immobilisée
Reprises sur amortissements et provisions
Impôts, taxes, redevances, contribution
Charges de personnel
Recettes d’acheminement
Recettes de raccordements et prestations
Dotations aux amortissements et provisions
Accès réseau amont et achats des pertes sur réseau de distribution
Evolution des produits d’exploitation (M€)
Evolution des charges d’exploitation (M€)
Ces données sont issues d’une clé de répartition à des montants collectés à un périmètre supraconcessif.
*
Pour la deuxième année consécutive, le résultat
constaté d’exploitation de la concession est positif
et s’établit à 6,1 M€ en 2013 (11,2 M€ si on y ajoute
la contribution à l’équilibre).
Ce résultat est en progression notamment du fait de
l’augmentation des recettes d’acheminement, seul
poste présentant une évolution importante depuis
2010 (+13 % en 3 ans).
Cette augmentation découle de la hausse du tarif
moyen d’acheminement depuis l’application en
2011 du nouveau Tarif d’utilisation des réseaux
publics d’électricité (TURPE 3).
Résultats d’exploitation “constaté” et “affiché” de la concession
11,2
10,8
1,8
2010
6,1
6,6
2011 -2,5
3,6
2012
2013
-7,1
5«VXOWDWFRQVWDW«VDQVSULVHHQFRPSWHGHODFRQWULEXWLRQ¢O
«TXLOLEUH
5«VXOWDWDIͤFK«DYHFSULVHHQFRPSWHGHODFRQWULEXWLRQ¢O
«TXLOLEUH
Evolution des résultats “constaté” et “affiché”
de la concession (M€)
32
Le résultat “affiché” est un résultat théorique qui
correspond à une quote-part du résultat d’ERDF,
calculée au prorata du chiffre d’affaires de la
concession. Le résultat “constaté” est calculé
par différence entre les produits et les charges
d’exploitation de la concession.
Le contrôle
Résultats d’exploitation “constaté” et “affiché” de la concession
10,2%
6,9%
3,4%
1,9%
%
2010
-7,3%
2011
1
2012
10,1%
5,5%
2013
-2,6%
7DX[GHPDUJHDIͤFK«GHODFRQFHVVLRQ
7DX[GHPDUJHFRQVWDW«GHODFRQFHVVLRQ
Le taux de marge “affiché” est identique quelque soit
la concession considérée. Ce taux de marge “affiché”
est également identique à celui de la société ERDF.
Le taux de marge “constaté” donne une indication sur
la rentabilité de la concession (rapport entre le résultat
“constaté” et le chiffre d’affaires de la concession).
Evolution des taux de marge de la concession (M€)
Poste de transformation électrique 37079P0004 - Civray de Touraine
33
2.7 Les usagers de la concession
A fin 2013, le nombre total d’usagers HTA et BT de la concession (253 932) est en hausse
de +0,9 % par rapport à 2012. Durant l’année, 2 509 installations de production d’énergie
électrique ont été réalisées, chiffre en augmentation de +12 % par rapport à l’année
dernière. La part des producteurs photovoltaïques représente 99,3 %.
Depuis le 1er janvier 2008, date de la création de ERDF,
filiale à 100 % de EDF, il y a une séparation effective des
activités de fourniture et de distribution de l’énergie
électrique, avec pour conséquence une redéfinition des
relations entre usagers, fournisseurs et distributeur.
Les engagements pris par EDF en 1992 dans le contrat
de concession du SIEIL sont depuis le 1 er janvier
2008 assurés par deux sociétés bien distinctes : ERDF
pour la distribution, et EDF pour la fourniture d’électricité
aux tarifs réglementés par l’Etat (TRV). L’enjeu pour le
SIEIL est donc de s’assurer que les engagements pris
sont bien respectés par ces deux acteurs distincts et
indépendants.
2.7.1 • La répartition des usagers
244 727
1 038
2 524
La concession continue de suivre le même rythme
d’évolution de son nombre d’usagers (+0,9 % en 2013).
Le nombre d’usagers HTA de la concession poursuit
sa tendance baissière (-8 en 2013). La consommation
électrique reprend sa hausse après une baisse en 2012.
Segment
C5
C4
Tension
Niveau de
puissance
C3
BT
≤ 36
kVA
C2
241 165
C1
2010
HTA
> 36
kVA
< 250
kW
Usagers HTA
> 250
kW
248 329
1 029
2 566
244 734
2011
253 932
1 013
2 686
251 612
1 021
2 629
247 962
2012
Usagers BT> 36kVA
250 233
2013
8VDJHUV%7͠N9$
Evolution du nombre d’usagers HTA et BT sur la concession
2.7.2 • La répartition des consommations des usagers
0
2 844
2 798
2 895
2 779
1000
740,2
738,8
736,6
752,8
115,6
110,9
111,0
110,8
7,4
7,2
7,0
7,3
2010
2011
2012
2013
763
0
768
760
752
0
292
285
292
298
1 783
1754
1 735
1 834
100
0
0
0
2010
Usagers HTA
2011
2012
Usagers BT> 36kVA
10
2013
8VDJHUV%7͠N9$
1
Evolution des consommations des usagers de la concession
(en GWh)
34
Evolution de la consommation moyenne des usagers
de la concession (en MWh)
Le contrôle
2.7.3 • La répartition des recettes d’acheminement des usagers
5
0
98
95
92
6
14
11
103
14
15
11
11
15
12
4
4,0
4,1
4,2
3,8
3,9
4,0
1,8
1,9
1,9
1,9
2010
2011
2012
2013
3,8
3,6
3
8
4
2
68
0
2010
70
2011
Usagers HTA
72
76
2012
2013
Usagers BT> 36kVA
1
8VDJHUV%7͠N9$
0
Evolution des recettes sur la concession (en M€)
Evolution du prix moyen du kWh sur la concession (en c€/kWh)
2.7.4 • Les producteurs
2 509 installations de production ont été réalisées en
2013, chiffre en augmentation de +12 % par rapport
à 2012. La part des producteurs photovoltaïques
représente 99,3 % du nombre total des installations.
Leur puissance s’établit à 54,7 MVA en 2013 concentrée à
43 % sur les installations photovoltaïques (dont 1 HTA de
9,4 MVA) et à 36 % sur les 3 installations de cogénération.
Les unités de production Biogaz, Biomasse et Hydraulique
constituent les 20 % restants.
La répartition des producteurs
20
6
2
8
4
0
2010
4
3
3
2
2
3
1
5
6
2011
Biogaz/Biomasse
Cogénération
6
3
3
8
2012
8
2013
Hydraulique
Eolien
Evolution de la répartition du nombre d’installations
de production par type d’énergie
(hors installations photovoltaïques)
00
40
80
20
60
00
40
80
20
60
0
2 509
2 245
1 806
1 016
2010
2011
2012
2013
Evolution du nombre total d’installations de production
La répartition des producteurs
2010
0
2011
1
2012
2
2013
3
0,292
0
,,292
292
0,027
0
0,02
,027
4,1
7,7
4,6 16,7
1
0
0,205
,,205
205
0,034
0
0,0
,0
034
34
9,1
19,7
4
4,0
3
33,0
0,049
0,049
0,
049
19,7
4
4,2
3
35,9
12,0
0,049
0,049
19,7
23,5
Photovoltaïque
Eolien
Cogénération
Hydraulique
11,5
5
54,7
Biogaz/Biomasse
Evolution des puissances totales des installations de productions (en MVA)
35
2.8 Les services du distributeur aux usagers
En 2013, le distributeur a reçu 2 586 réclamations d’usagers. Les réclamations liées la
qualité de fourniture (1 906) présentent une forte augmentation de +14 % par rapport à
2012. Le nombre des coupures pour impayés s’établit à 541 à la maille du département
d’Indre-et-Loire, en baisse de -55 % par rapport à 2012 sous l’effet vraisemblable de la
loi “François Brottes”.
2.8.1 • Les raccordements
97,9%
96,3%
Taux de MES sur installations existantes
dans les délais catalogues (soutirage)
77,4%
79,0%
Taux de MES sur installations neuves
dans les délais catalogues (soutirage)
Maille : département
93,7%
92,0%
97,9%
95,8%
85,9%
87,2%
Taux de respect du délai de production du devis
de raccordement (soutirage, BT < 36 kVA)
Taux de respect du délai de production du devis
de raccordement (injection, BT < 36 kVA)
Taux d’accessibilité de l’accueil
raccordement téléphonique
2012
Maille : département
Maille : concession
Maille : concession
Maille : région Centre
2013
Indicateurs - Raccordements
32,4
Mailles :
Soutirage : concession
Injection : concession
5,9
5,3
2011
22,6
9,0
6,0
2012
Soutirage BT < 36 KVA
2013
Injection BT< 36 kVA
Pour rappel, les délais prévus pour produire les devis sont
de 10 jours en soutirage sans extension et de 6 semaines
en injection sans extension.
Evolution du délai moyen de production
d’un devis de raccordement (en jours)
2 442
7 92
131
27
2 381 2 62
101
26
721
2 171 3
86
74
54
Maille Injection : concession
2
409
2 185
2 190
1 954
719
5
254
404
6
248
2011
2012
HTA
2013
Maille Soutirage : concession
0
2011
2012
BT<36 kVA sans adaptation
2013
BT<36 kVA avec adaptation
BT>36 kVA
BT<36 kVA avec adaptation
BT<36 kVA collectif
BT<36 kVA individuel
Evolution du nombre de raccordements (HTA et BT)
en soutirage
36
Evolution du nombre de raccordements (BT) en injection
Le contrôle
2.8.2 • Les coupures pour impayés
Le nombre de coupures pour impayé a fortement
diminué (-55 %), toutefois ces données ne sont pas
cohérentes avec celles données par EDF, fournisseur
d’électricité aux tarifs réglementés de vente. En effet,
ERDF compte 541 coupures effectives pour l’ensemble
des usagers sur l’exercice 2013 et EDF en compte 690.
Ce constat est vraisemblablement dû à la publication de
la loi “François Brottes” n° 2013-312 du 15 avril 2013 qui
97,8%
92,9%
92,0%
a modifié les processus de gestion des impayés durant
l’année 2013. Désormais plus aucun client ne peut
être coupé durant la trêve hivernale du 1er novembre
au 31 mars.
Durant cette période, en cas d’impayés, les clients hors
Tarif de première nécessité (TPN) voient leur puissance
réduite à 3 000 W. Pour les clients au TPN le processus
est à l’arrêt jusqu’à la sortie de la trêve hivernale.
1 190
83,8%
868
801
541
47
35
33
21
2010
2011
2012
2010
2013
2011
2012
2013
Nombre de coupures effectives pour 10 000 usagers
Maille : concession
Nombre total de coupures effectives
Evolution du taux d’intervention pour impayés dans les délais
catalogues ou convenus
Evolution du nombre de coupures effectives
pour impayés réalisées par le distributeur
2.8.3 • Le suivi des réclamations des usagers
En 2013, les réclamations liées la qualité de fourniture (1 906) présentent une forte augmentation de +14 % sur
la concession par rapport à 2012 (969). Le nombre total de réclamations des usagers faites au distributeur a pour
sa part légèrement diminué en un an.
3 811
389
1 144
2 680
522
49
1 503
2 586
34
1 106
425
24
348
8
985
1 029
204
2011
0
969
199
2012
139
2013
Autre
Accueil
Qualité de fourniture
Relève / Facturation
Raccordement
Intervention technique
Evolution de la répartition des réclamations par item
00
90
80
70
60
50
40
30
20
0
0
96,1%
96,9%
98,7%
2011
2012
2013
Maille : concession
Evolution du taux de réponse aux réclamations sous 30 jours
37
2.9 Les usagers abonnés aux tarifs réglementés de vente
Le fournisseur compte sur la concession 233 425 usagers bénéficiant d’un tarif
réglementé de vente (TRV) fixé par les pouvoirs publics. Parmi eux, 7 716 bénéficient
d’un Tarif de première nécessité (TPN). Le nombre des réclamations des usagers atteint
2 115 et est principalement lié au recouvrement (42 %), à la facturation (22 %) et à la
qualité de l’électricité (11 %).
Les analyses qui suivent sont réalisées pour les usagers qui ont opté pour les Tarifs réglementés de vente d’électricité
(TRV) fixés par les pouvoirs publics.
Tarif Bleu (TB) : alimentation basse tension, tarifs régulés, puissance inférieure à 36 kVA.
Tarif Jaune (TJ) : alimentation basse tension, tarifs régulés, puissance inférieure à 250 kVA.
Tarif Vert (TV) : alimentation moyenne tension, tarifs régulés, puissance supérieure à 250 kVA.
La répartition des usagers aux Tarifs Réglementés de Vente (TRV)
230 045
1 052
2 307
231 613
1 036
2 348
226 686
Sur les 4 derniers exercices, le nombre d’usagers
bénéficiant d’un TRV a augmenté en moyenne de +0,5 %
par an.
2010
Nombre d’usagers TV
232 425
1 025
2 417
228 229
2011
233 661
1 015
2 472
228 983
2012
Nombre d’usagers TJ
230 174
2013
Nombre d’usagers TB
Evolution du nombre d’usagers total sur la concession
2.9.1 • La répartition de la consommation d’électricité
1000
2 531
2 474
2 445
2 499
548
537
539
554
265
256
265
273
100
1 718
1 681
1641
1672
10
2010
Consommations TV
2011
2012
Consommations TJ
518,4
525,8
546,1
114,9
109,1
109,7
110,3
7,6
7,4
7,2
7,3
2010
2011
2012
2013
2013
Consommations TB
1
Evolution des consommations des usagers aux TRV
(en GWh)
38
520,9
Evolution de la consommation moyenne des usagers
aux TRV (en MWh)
Le contrôle
2.9.2 • La répartition des recettes de fourniture d’électricité
La répartition des recettes de fourniture des usagers aux tarifs réglementés de vente
210,2
205,9
37,7
23,9
218,5
206,9
40,4
38,0
38,5
23,9
9,03
8,40
9,05
8,68
8,80
9,20
7,14
6,85
25,1
24,0
7,53
6,87
144,3
2010
145,9
2011
Recettes TV
144,4
2012
Recettes TJ
9,30
9,33
155,5
2013
2010
Recettes TB
Evolution des recettes sur la concession (en M€ HT)
2011
Prix TV
2012
Prix TB
2013
Prix TJ
Evolution du prix moyen du kWh sur la concession
(en c€/kWh)
Recettes hors Contribution tarifaire d’acheminement (CTA), hors Contribution aux charges de Service Public de
l’Électricité (CSPE), hors taxe sur la consommation finale d’électricité (TCFE) et hors TVA.
2.9.3 • L’accueil des usagers
Nombre de points d’accueil fournisseur : 1
Nombre de Points Service : 0
Un Point Service est un espace dédié à EDF au sein
d’un bureau de Poste. Un présentoir propose de la
documentation et une ligne téléphonique est dédiée
pour joindre les services d’EDF.
Le taux de réussite des appels téléphoniques est le
nombre d’appels traités par EDF rapporté au nombre
d’appels reçus.
00
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
76,8%
77,2%
2011
2012
81,6%
2013
Maille : national
Taux de réussite aux appels téléphoniques
2.9.4 • Le suivi des réclamations
Pour la première fois, les réclamations des clients
faites au fournisseur ont été transmises à la maille
de la concession. Jusqu’à maintenant, elles étaient
transmises à la maille suprarégionale (Grand-Centre).
Ainsi les demandes des Autorités organisatrices de la
distribution d’électricité (AODE) formulées depuis des
années ont enfin été satisfaites.
Leur catégorisation a également évolué comme la
séparation des thèmes de la relève et de la facturation,
le regroupement des raccordements et des interventions
techniques en relation avec le distributeur.
Ces modifications ne permettent pas de comparer leur
évolution en 2013, chose qui sera possible dès le prochain
contrôle si cette amélioration dans la transmission des
données se confirme.
Le nombre des réclamations des usagers atteint 2 115 et
est principalement lié au recouvrement (42 %), à la
facturation (22 %) et à la qualité de l’électricité (11 %).
Le taux de réponse aux réclamations sous 30 jours
reste stable avec 75,5 % des traitements effectués
dans les délais.
39
Les réclamations
25 398
444
228
16 916
40
11 089
400
116
5 663
893
42
463
48
225
249
155
6 296
1 951
534
1 893
4 017
373
2 669
2 193
2 106
2 342
2011
2 115
2012
2013
Conseil/service
Raccordement
Qualité de fourniture
Intervention technique
Relation avec
le distributeur
Accueil
Relève/facturation
Facturation
Contrat
Recouvrement
Relève
Evolution de la répartition des réclamations par item
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
78,1%
75,2%
75,5%
2011
2012
2013
Maille 2011/2012 : grand Centre
Maille 2013 : concession
Evolution du taux de réponse aux réclamations
sous 30 jours
2.9.5 • Les usagers en difficultés financières
Le Tarif de Première Nécessité (TPN)
Le Tarif de Première Nécessité (TPN) est attribué sous
conditions de ressources. Ce tarif permettait d’obtenir
une diminution sur le prix de l’abonnement et sur les
100 premiers kWh mensuels consommés. Depuis 2013,
la réduction est désormais forfaitaire.
L’automatisation du dispositif d’attribution du TPN a
produit en 2012 une augmentation de 68 % du nombre
des bénéficiaires par l’application systématique aux
ayants-droit de ce tarif, sauf refus exprimé de leur part.
En 2013, 7 716 usagers de la concession bénéficient
d’un Tarif de première nécessité (TPN). Cette hausse
de 66,4 % par rapport à 2012 (4 636) s’explique par
Le Fonds de Solidarité pour le Logement (FSL)
Le Fonds de Solidarité pour le Logement prévoit une aide
financière au locataire qui a du mal à payer ses factures
ou ses loyers. Le versement du FSL, dont les conditions
et le montant varient en fonction des départements, est
réservé aux personnes en difficultés et/ou disposant de
faibles ressources.
Le Conseil départemental est le gestionnaire du FSL et
décide des attributions des aides pour le département.
EDF a principalement le rôle de financer en partie ce fond
et de communiquer des informations à la demande des
travailleurs sociaux. Une partie des fonds qui est versée
par EDF lui est compensée par la CSPE3.
l’élargissement des critères de sélection des ayantsdroit à ce tarif social.
Désormais les bénéficiaires de l’ACS1 accèdent au TPN
au même titre que les bénéficiaires de la CMUC2. Leurs
plafonds de revenus ont fortement augmenté en juillet
2013.
Les impacts de la Loi Brottes d’avril 2013 seront
évalués en 2014. Avec cette loi, le TPN change de
statut et sort du domaine concessif. Les autorités
concédantes restent compétentes pour le contrôler
et pourront faire de même avec les fournisseurs
alternatifs d’énergie électrique.
En 2013, EDF a versé 185 K€ au Conseil départemental
d’Indre-et-Loire, chiffre en hausse de 14 k€ par rapport
à l’année 2010.
Le SIEIL finance aussi chaque année le fonds de
solidarité logement et a contribué en 2013 à hauteur
de 50 K€.
Sur cette période de 4 ans, le nombre des dossiers aidés
pour le règlement de factures d’électricité augmente
peu : 1 408 en 2010 pour 1 485 en 2013.
ACS : Aide pour une Complémentaire Santé : cette aide est accessible aux personnes dont les ressources sont comprises entre le plafond d’attribution de la
couverture maladie universelle (CMU) complémentaire et 35 % au-delà.
2
CMUC : Couverture Maladie Universelle Complémentaire : cette mutuelle gratuite permet aux usagers disposant de faibles ressources d’être couvert à 100 %, sans
avance de frais, pour la plus grande partie des dépenses de santé.
3
CSPE : Contribution au Service Public de l’Electricité
1
40
Le contrôle
Les usagers en difficultés financières
Le Tarif de Première Nécessité (TPN) est attribué sous conditions de ressources. Le Fonds Solidarité Logement
(FSL), qui traite des difficultés de paiement liées au logement, à l’eau, à l’énergie et au téléphone, est cofinancé par
EDF et le SIEIL.
1 485
3,4%
1 408
1 368
1 346
2,0%
1,2%
1,2%
2 663
2010
2 752
2011
4 636
2012
7 716
2013
171
176
2010
2011
185
2012
2013
Maille : concession
Maille : département
Nombre de TPN
Montant FSL
GHVFOLHQWVWDULI̸EOHX̹E«Q«ͤFLDQWGX731
Nombre de dossier FSL acceptés
Evolution du nombre de bénéficiaires du TPN à fin d’année
185
Evolution du montant alloué par EDF au FSL (en k€)
et du nombre de dossiers aidés
Le Service Minimum (SMI) est installé pour les clients en situation d’impayés pour ne pas interrompre leur fourniture
d’électricité. La fourniture maintenue équivaut à une puissance de 1 000 watts et l’usager dispose ensuite de cinq
jours pour prendre contact avec EDF pour ne pas avoir sa fourniture d’électricité interrompue.
78
56
1 748
56
48
916
747
40
2010
2011
2012
2013
2010
77
2011
690
33
2012
2013
Maille : concession
Maille : concession
Nombre de SMI pour 10 000 usagers
30
Nombre de coupures pour 10 000 usagers
Nombre total de coupures effectives
“Service minimum” 1 000 Watts posés dans l’année
(pour 10 000 usagers)
Evolution des coupures effectives pour impayés
à la demande du fournisseur
41
3 Les actions de contrôle
Après la dégradation de la qualité de l’électricité
constatée en 2009 et 2010, les réseaux de distribution
n’ont pas été perturbés par des évènements
météorologiques exceptionnels.
Pourtant depuis plusieurs années, le contrôle
communal constate la vulnérabilité des réseaux de
distribution publique de la concession au travers des
plaintes des usagers, des collectivités et des constats
effectués par ses agents.
En 2013, le contrôle communal réalisé par le SIEIL a mis
en œuvre 65 réclamations auprès du concessionnaire
ErDF : 32 pour mauvaise qualité de la distribution de
l’énergie électrique et 33 pour défaut d’entretien des
réseaux.
Le temps de coupure moyen d’électricité par usager
pour incident sur la période 2007-2013 généré par
le réseau HTA représente plus de 61 % de la valeur
globale, hors incidents exceptionnels et interventions
RTE.
Le nombre d’usagers subissant des coupures longues
est en augmentation constante depuis 2011.
Ce constat montre la nécessité d’identifier les points
de fragilité du réseau compte tenu de l’impact sur
les usagers. Les résultats de l’expertise des réseaux
publics ordonnée par le SIEIL sont présentés au
chapitre suivant.
3.1 Le constat d’entretien des réseaux
Les réseaux traversant les zones boisées semblent
en permanence menacés, malgré un élagage qualifié
de conforme par le concessionnaire qui indique suivre
les directives nationales. D’autres points de fragilité
des réseaux sont visibles et semblent non traités par
rapport à leur degré d’urgence et de sécurité.
Afin d’éviter les conséquences subies lors de la
survenance des évènements climatiques précédents
(564 minutes de coupure moyenne par usager en
2010), le SIEIL a souhaité disposer d’un diagnostic
détaillé des réseaux HTA et BT concédés et a pour
cela mandaté une société spécialisée dans le relevé
cartographique de précision.
Les résultats présentés s’appuient sur les photos
des ouvrages aériens HTA et BT effectuées depuis
2013 par la Société CORRELANE Technologies1.
Le détail de l’audit est présenté en annexe 1.
Les résultats :
• des anomalies connues du concessionnaire ne sont
pas traitées (difficultés de manœuvre, détoronnages,
descentes de terre, isolateurs,…),
• La non-conformité de l’élagage des réseaux aériens
est l’une des anomalies recensées la plus importante.
Dans de nombreux cas les réseaux sont en contact
avec la végétation. Cela induit un risque pour la
population et se traduit par des coupures très brèves,
brèves et longues.
• sur 27 850 supports HTA et BT inventoriés sur
53 communes, 4 200 sont en contact avec la
végétation (15 %) et 1 820 sont en mauvais état
(6,5 %).
Le constat
> 200 supports sont en contact avec la végétation
(15 %)
> 1 820 supports sont en mauvais état (6,5 %)
> 1 661 supports sont inaccessibles au prestataire
(5,9 %)
> 320 supports présentent des problèmes de
sécurité (1,1 %)
> 299 supports sont inclinés (1,1 %)
CORRELANE Technologies : Société spécialisée dans le relevé cartographique de précision (submétrique-centimétrique) orienté SIG, et les solutions professionnelles
de systèmes de communication en réseaux - 1 rue du Clos Haut de la Bouchardière - 41100 NAVEIL
1
42
Les actions de contrôle
3.2 Le projet de création d’un poste source à Fondettes
L’a g g l o m é r a t i o n t o u r a n g e l l e c o n c e n t r e l e s
2/3 des emplois du département. L’évolution des
consommations d’électricité, entrainée en grande
partie par le développement urbanistique du secteur,
nécessite une restructuration de l’alimentation en
énergie électrique.
Dans ce contexte, ERDF projette la construction d’un
nouveau poste source 90 000/20 000 Volts sur la
commune de Fondettes.
Depuis les années 80, le département d’Indre-et-Loire
présente un déficit du nombre de postes sources
construits (19) par rapport à la longueur du réseau HTA
(en tenant compte des postes sources situés sur les
territoires voisins).
Nom du poste
source
Chute de
Nom du Nombre
tension
départ
de
maximum
HTA
départ supérieure
à3%
117 départs HTA ont encore une longueur supérieure
à 30 km, hors ville de Tours.
S’y ajoute l’augmentation constante des longueurs
des réseaux HTA depuis 2006 (+ 3 % ; 8084 km).
La situation actuelle de l’alimentation en énergie sur la
zone concernée par le projet de création d’un nouveau
poste source à Fondettes montre que 7 postes sources
l’irriguent électriquement.
Parmi les 79 départs HTA considérés sur la
concession d’une longueur totale de 1 381 km,
7 présentent une chute de tension supérieure à
3 %, soit 13 175 usagers impactés (11,63 %) sur les
117 566 concernés, hors ville de Tours.
Longueur
totale en
Nombre
Nombre
mètres y Longueur Longueur
de
total de
compris
aérien
souterrain postes
clients
hors
HTA / BT
concession
JOUÉ-LÈS-TOURS
19
288 813
78 982
209 831
453
28 275
PELOUSE (LA)
13
292 188
135 701
156 487
429
15 363
34 146
17 873
16 273
53
2 590
PELOUSE (LA)
LUYNES
PELOUSE (LA)
ST ROC
SAINT-AVERTIN
SAINT-AVERTIN
3,76 %
13
PLANTE
EPINES-FORTES
EPINES-FORTES
5,22 %
3,36 %
12
VOUVRAY
MONNAIE
4,77 %
7
71 731
50 876
20 855
98
1 354
194 009
48 406
145 603
346
20 442
30 745
6 277
24 468
56
2 823
147 726
20 238
127 489
237
18 291
36 543
14 814
21 729
56
2 118
304 063
198 475
105 588
388
6 193
MONNAIE
PARÇAY
4,93 %
40 469
12 877
27 592
50
1 475
MONNAIE
REUGNY
3,77 %
49 374
40 860
8 514
64
909
TOURS
6
67 666
11 988
55 678
115
11 742
PORTILLON
9
86 921
4 968
81 953
130
17 260
PORTILLON
TOTAL
PERON
3,70 %
79
33 377
1 381 386
3 827
29 550
40
2 406
498 758
882 628
2 098
117 566
Concession SIEIL (hors Ville de Tours)
Nombre de clients impactés par chute de tension > 3 % . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 675
Ratio par rapport au nombre total de clients
clients.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11,63 %
43
Qualité de la distribution électrique de la commune de Fondettes :
Nom
Nombre
Chute
Nombre
Nombre
du départ
Longueur
de
Nombre
de
Longueur
Longueur
de
de
Nom du
HTA
totale en
coupures
total de
poste source
tension
aérien souterrain postes
coupures
desservant
mètres
très
clients
maximum
HTA / BT
brèves
Fondettes
brèves
PELOUSE (LA)
F. MIE
1,03 %
12 367
PELOUSE (LA)
HARNAC
2,66 %
PELOUSE (LA)
LUYNES
5,22 %
PELOUSE (LA)
METTRAY
PELOUSE (LA)
PORTILLON
FONDETTES
TOURS
TOTAL
-
12 367
22
26 766
5 245
21 522
41
34 146
17 873
16 273
53
1,36 %
24 466
13 354
11 112
48
ST ROC
3,76 %
71 731
50 876
20 855
SCHWEI
2,44 %
15 205
1 141
14 064
2,36 %
20 681
8 260
205 362
96 748
ERDF annonce dans ce schéma un total de 123 départs
HTA concernés pour une longueur de réseau de
1 582 km. Il y a donc 44 départs HTA qui irriguent la
seule ville de Tours pour une longueur de réseaux
HTA de 201 km. Les chutes de tension et le nombre
des usagers concernés (points de livraison) n’ont pu
être calculés par le SIEIL qui ne dispose pas de ces
informations.
Dans son rapport de janvier 2014, l’INSEE constate
un phénomène de desserrement de la population à la
périphérie des grandes villes de la région Centre depuis
0
1
884
2
1
1 314
24
23
2 590
2
0
1 445
98
14
13
1 354
25
2
0
1 599
12 421
39
2
4
1 515
108 613
326
46
42
2006 qui se traduit par une évolution plus favorable
pour la communauté d’agglomération et l’aire urbaine.
En analysant ces données et au vu de l’augmentation
régulière de la population de 0,5 % par an de
l’agglomération tourangelle identifiée par le SCOT, on
ne peut être que très favorable à la construction d’un
nouveau poste source.
Toutefois, l’investissement financier important prévu
pour cette restructuration ne doit pas se faire au
détriment de l’investissement global du concessionnaire
sur la concession du SIEIL (276 communes).
PROJET POSTE
SOURCE
FONDETTES
SDIS 37
Les travaux dureront 18 mois. La mise en service est prévue pour l’hiver 2017.
44
10 701
Les actions de contrôle
3.3 Les contrôles relatifs aux immobilisations comptables
3.3.1 • Le pôle Energie Centre (PEC)
Le PEC a été la première Entente interdépartementale en France, à regrouper les syndicats d’énergie d’une
même région.
Le PEC a une double vocation :
• être un interlocuteur à la fois ouvert et exigeant visà-vis des concessionnaires d’électricité à l’échelle
régionale,
• mutualiser les moyens de ses membres pour des
opérations ponctuelles (marchés, formation des élus
et des agents…).
Pour ce faire, quatre AODE du PEC (SDE28, SIEIL37,
CG45 et SEV86) se sont regroupées afin de procéder
le 2 juillet 2014 à l’analyse de la méthodologie
pratiquée en 2013 par les entreprises délégataires en
matière d’immobilisation comptable des différents
financements relatifs aux opérations de raccordement.
Nota
L’une des missions premières des Autorités
organisatrices de la distribution d’énergie (AODE) de
la région Centre consiste à contrôler le respect des
clauses des cahiers des charges de concessions
par les entreprises délégataires des services publics
d’électricité.
Le Syndicat ENERGIES VIENNE, autorité
concédante regroupant 264 communes du
département de la Vienne et 1 commune
du Maine-et-Loire, confie la gestion de ses réseaux
d’électricité à l’exploitant SRD, Entreprise Publique
Locale.
3.3.2 • Les pratiques comptables des concessionnaires par type de maîtrise d’ouvrage
Le terme “raccordement” au réseau public de distribution
désigne la totalité des opérations techniques à réaliser
pour permettre le soutirage de l’énergie consommée
par l’installation du demandeur ou l’injection de l’énergie
produite par l’installation du demandeur.
Les termes “branchement” et “extension” sont définis
par les dispositions du décret 2007-1280 du 28 août
2007.
Le terme “extension” comprend toutes les opérations
nécessaires (hors le branchement) et notamment :
• l’éventuel “allongement” du réseau public existant pour
aboutir au droit du point d’alimentation demandé,
• l’éventuel “aménagement” du réseau public existant
pour le mettre en capacité d’accueillir les installations
du demandeur.
Montant immobilisé selon le cas de figure par type de maîtrise d’ouvrage (MOA) :
L’opération de raccordement de référence (ORR) représente
l’opération de raccordement qui minimise la somme des coûts
de réalisation des ouvrages de raccordement énumérés aux
articles 1er et 2 du décret du 28 août 2007 susvisé, calculé à
partir du barème mentionné à l’article 2.
2
Les dépenses réelles d’ERDF correspondent au montant
immobilisé (coût des prestataires travaux, moyens humains
et matériel d’ERDF, faits de MOA, …).
3
Protocole signé entre la Fédération nationale des collectivités
concédantes et régies (FNCCR) et ERDF, le 26 juin 2009, relatif
au versement par ERDF via les services du Compte d’affectation
spécial des fonds d’amortissement des charges d’électrification
(CAS FACÉ) aux autorités concédantes maîtres d’ouvrage de
travaux de raccordement de la Part couverte par le tarif (PCT).
4
Protocole relatif à la valorisation des remises gratuites d’ouvrages
électriques effectuées par l’autorité concédante, dit protocole
VRG, signé le 30 juin 2009 entre la Fédération nationale des
collectivités concédantes et régies (FNCCR) et ERDF.
1
MOA
ErDF
Cas de figure
Opération de
raccordement de
référence (ORR1/SRU)
Raccordements hors
ORR1 (extension
notamment)
Montant immobilisé
à l’actif
du concessionnaire
Dépenses réelles
d’ERDF2
(+ éventuelles VRG sur
travaux
de la collectivité)
SRD
Tout type de
raccordement
Dépenses réelles
de SRD
Collectivités
(Concession ERDF)
Raccordements
(contribution PCT3)
Valorisation des travaux
du SDE par VRG4
45
3.3.3 L’analyse de l’affectation comptable des financements
Le contrôle a été effectué sur un échantillon de 35 dossiers de raccordement :
> 22 dossiers sous MOA ERDF réalisés en 2013 sur les 4 syndicats d’énergie (SDE)
> 7 dossiers sous MOA SRD réalisés en 2013 (syndicat Energie Vienne seulement)
> 6 dossiers sous MOA SDE réalisés en 2013 (SIEIL et SDE28 seulement)
3.3.3.1 Les dossiers sous maîtrise d’ouvrage ERDF
• Concernant 4 des 22 dossiers sous MOA ERDF, les
provisions pour renouvellement constituées sur les
ouvrages déposés (et, le cas échéant, l’amortissement
du financement concédant) ont bien été réaffectées en
droit du concédant sur les nouveaux ouvrages.
En effet, sur ces 22 dossiers :
• Aucun cas de reprises de provision (mécanisme
d’écrêtement de la provision pour renouvellement,
lorsque les dépenses d’ERDF sont inférieures à la
somme de la participation financière de la collectivité
et des financements concédant constitués sur les
ouvrages déposés).
• Dans 2 cas, les éléments fournis par le concessionnaire ne permettent pas d’effectuer l’analyse de
la réaffectation comptable des financements (le
concessionnaire a seulement transmis l’amortissement industriel constitué sur les ouvrages
déposés, mais pas, le cas échéant, l’amortissement
du financement concédant et la provision pour
renouvellement).
3.3.3.2 Les dossiers sous maîtrise d’ouvrage SRD
• Concernant les 7 dossiers de raccordement sous MOA
SRD, pas de dépose d’ouvrage : pas de réaffectation
des financements concédant et des provisions
pour renouvellement des ouvrages déposés sur les
nouveaux ouvrages.
• Contrairement à ERDF, SRD ne constitue pas, ouvrage
par ouvrage, de provisions pour renouvellement.
Celles-ci sont constituées globalement, à l’échelle de
la concession, sur la base d’un plan de renouvellement
des ouvrages.
46
3.3.3.3 Les dossiers sous maîtrise d’ouvrage des
syndicats d’énergie SDE
• Concernant les 6 dossiers sous MOA SDE, les
provisions pour renouvellement constituées sur les
ouvrages déposés n’ont pas été réaffectées en droit
du concédant sur les nouveaux ouvrages mais ont
été reprises au résultat d’ERDF (provisions devenues
sans objet puisque financement du nouvel ouvrage
100 % concédant).
• Il n’a pas été possible d’estimer le montants des
provisions pour renouvellement reprises au résultat
(sauf en cas de déposes d’ouvrages HTA ou BT en
zone urbaine).
En effet :
• Les ouvrages déposés étaient le plus souvent des
ouvrages BT (réseaux et postes) situés en zone ER
pour lesquels ERDF ne constitue pas de PR à la maille
de la concession.
• Aucun élément financier relatif aux ouvrages non
localisés (branchements et transformateurs) n’a été
communiqué par ERDF.
• Pour les mêmes raisons que les provisions pour
renouvellement, ERDF n’a pas communiqué d’élément
sur la filiation de l’amortissement du financement
concédant.
Les actions de contrôle
3.3.4 La répartition des financements
MOA
Concessionnaire
Collectivités
Opération de
raccordement de
référence (ORR/SRU)
100 % des dépenses réelles d’ERDF
VRG des ouvrages remis
par la collectivité (le cas échéant)
VRG des ouvrages remis
par la collectivité (le cas échéant)
Raccordements hors ORR
(extension notamment)
Dépenses réelles d’ERDF
Participation financière
de la collectivité et des tiers
Réaffectation des financements
concédant* (PR + amortissement
du financement concédant) sur les
ouvrages déposés (le cas échéant)
Participation financière
de la collectivité et des tiers
Réaffectation des financements
concédant* (PR + amortissement
du financement concédant) sur les
ouvrages déposés (le cas échéant)
Partie
“extension”
du raccord.
100 % des dépenses réelles de SRD
Néant
100 % des dépenses réelles de SRD
Participation/subvention financière
du client/collectivité
Participation financière du clients**
Trésorerie déboursée par ERDF (PCT
soit environ 40 % des dépenses
réelles du SDE)
VRG
Trésorerie déboursée par l’ERDF
ERDF
SRD
Collectivités
(concession
ERDF)
Longueur Longueur aérien
Cas de figure
Partie
“renouv.”
du raccord.
privés
publics
privés
publics
Raccordements
(contribution PCT)
Subvention financière
de la collectivité**
3.3.5 La réaffectation des financements
MOA
Cas de figure
Reprise de provisions au résultat
Opération de raccordement de référence
(ORR/SRU)
Non
Raccordements hors ORR (extension notamment)
Oui, si les dépenses réelles d’ERDF sont inférieures
à la somme de la participation de la collectivité
et des financements concédant* (PR et AMT)
constitués sur les ouvrages déposés.
(mécanisme d’écrêtement de la PR)
Partie “extension” du raccordement
Non
Partie “renouvellement” du raccordement
(40 % du montant facturé au pétitionnaire
pour un raccordement en soutirage, 20 % dans le
cas d’un raccordement en injection)
Oui, si les dépenses réelles de SRD concernant
la partie “renouvellement” des raccordements
effectués sur un exercice sont inférieures
à la somme des participations des tiers
(privés et collectivités) et de la provision pour
renouvellement** destinée à être affectée aux
chantiers de raccordement de cet exercice.
Raccordements (contribution PCT)
Non (généralement pas de dépose dans le cas
de dossier PCT)
ERDF
SRD
Collectivités
(concession
ERDF)
* ERDF n’a pas communiqué le montant des financements concédant (PR et amortissements) constitués sur les ouvrages BT déposés situés en zone ER, ni pour
les ouvrages non localisés (branchements et transformateurs notamment).
** SRD n’a pas communiqué le montant des provisions pour renouvellement constituées sur les ouvrages déposés (les provisions pour renouvellement sont en effet
gérées en masse financière par exercice comptable).
47
Cas 1 : Affectation des branchements aux concessions (cas d’un branchement réalisé concomitamment avec
une extension, ERDF) :
L’amortissement du financement du concédant et la
dans les communes relevant du régime ER du FACÉ.
provision pour renouvellement :
• sont réaffectés dans les financements de l’ouvrage
• sont constitués en fonction de la nature renouvelable
qui vient en remplacement de l’ouvrage retiré dans
du bien :
l’ordre suivant :
- exemple de nature de bien non renouvelable : terrains,
- amortissement du financement du concédant,
aménagements …
- amortissement du financement du concessionnaire,
- biens non renouvelables par destination : canalisations
- provision pour renouvellement (avec éventuel
BT, appareillage et génie civil des postes HTA/BT situés
écrêtement).
PR reprise en résultat
(2 000 €)
Renouvellement
à une valeur inférieure
PR
5 000 €
Amortissement
financement
concédant
4 000 €
Droits
i
concédant
Considérés
comme
“financement
concédant”
sur l’ouvrage
renouvellé
Droit du concédant
(provenant de la provision
renouvellement)
3 000 €
Décaissement
ERDF
Amortissement
financement
concessionnaire
6 000 €
Ouvrage retiré
en fin de vie
Financement
concessionnaire
6 000 €
Droit du concédant
(provenant de l’amortissement
du financement du concédant)
4 000 €
13 000 €
Nouvel ouvrage
Biens gérés en masse financière
Cas 2 : Affectation des branchements
aux concessions (cas d’un branchement sec,
sans extension, ERDF) :
L’actif créé est immobilisé de façon globale “non localisé”
selon le type de la concession sur laquelle se situe la
commune des travaux à l’aide de clés qui représentent
le flux relatif d’activité :
• directement sur la concession si celle-ci est de
type “individualisée” (concessions départementales
notamment),
• sur une concession “générique” pour les autres.
Dans ce dernier cas, l’actif est attribué à la concession
à l’aide d’une clé de répartition basée sur le nombre
de clients.
1
2
48
Clé clients pour les compteurs
Clé flux de facturation pour les branchements et colonnes
Branchements / Compteurs
Colonnes montantes
x de nouvelles affaires
Répartition du flux
mises en service
(clés client1 ou flux de facturation2)
Concession
individualisée
(commune Ixxxx)
Autres concessions
(commune Gxxxx,
ex-centre)
Pas de répartition nécessaire
Répartition du stock
Concessions
individualisées
Concessions
non individualisées
Clé = Nb clients concession
n/
Nb clients de l’ensemble des
concessions non individualisées
Les actions de contrôle
3.3.6
La comptabilisation des recettes d’exploitation
MOA
ERDF
Cas de figure
Recettes
Opération de raccordement de référence
(ORR/SRU)
Prestation de service => Recettes de contribution
(comptabilisé en produit d’exploitation, pas
d’impact sur les droits du concédant)
Raccordements hors ORR
(extension notamment)
Déplacements d’ouvrages
Partie “extension”
du raccordement
SRD
Collectivités
(concession
ERDF)
privés
Contribution client comptabilisée en produit
d’exploitation impactant le compte de résultat
publics
Contribution client comptabilisée subvention
d’exploitation et reprise au résultat sur la durée
restant à courir de la concession
privés
Partie “renouvellement”
du raccordement
Travaux complémentaires => Encaissement de
participation (immobilisé en droit du concédant),
pas d’impact sur le compte résultat
publics
Pas d’impact sur le résultat
Raccordements (contribution PCT)
• Globalement, sur les 29 dossiers analysés (hors
6 dossiers sous MOA concédant, seule une partie
extrêmement minoritaire des montants facturés aux
pétitionnaires est immobilisée comme relevant d’un
financement externe (36 k€ sur une valeur brute totale
immobilisée se montant à 669 k€, soit 5 %).
• Dans le cas contraire, l’ouvrage est enregistré
comptablement comme étant financé par les
Sans Objet
concessionnaires. Ainsi, bien que la facturation aux
pétitionnaires représente 76 % des dépenses réelles
de raccordement (510 k€ facturés aux pétitionnaires
sur une dépense totale des concessionnaires se
montant à 669 k€), les immobilisations comptables
présentent très largement une origine de financement
du concessionnaire.
Pour le Pôle énergie Centre :
Plan de financement du raccordement
732 630€
Réfaction
(couverture TURPE)
Immobilisation comptable
669 107€
222 139€
Facturation
aux pétitionnaires
(part réfactée)
484 197€
Origine
GHͤQDQFHPHQW
concessionnaire
632 717€
Facturation
aux pétitionnaires
(part non réfactée)
Origine
GHͤQDQFHPHQW
collectivité et tiers
26 293€
36 391€
49
Pour le SIEIL
Plan de financement du raccordement
Immobilisation comptable
203 930€
Réfaction
(couverture TURPE)
183 869€
62 367€
Facturation
aux pétitionnaires
(part réfactée)
140 925€
183 231€
Facturation
aux pétitionnaires
(part non réfactée)
Origine
GHͤQDQFHPHQW
collectivité et tiers
638€
638€
Les résultats
• Concernant la réaffectation des financements
concédant : ERDF n’a pas communiqué le montant
des financements concédant (provisions pour
renouvellement et amortissements) constitués
pour les ouvrages BT déposés situés en zone ER, ni
pour les ouvrages non localisés (branchements et
transformateurs notamment).
• Concernant les recettes d’exploitation du
concessionnaire :
- Les opérations de raccordement d’ERDF sont
comptabilisées en produit d’exploitation sans impact
sur les droits du concédant ;
- Les travaux complémentaires comme les extensions
ou les déplacements d’ouvrage sont immobilisés en
droit du concédant ;
Le constat
> Les pratiques comptables du concessionnaire
ERDF sont apparues homogènes sur les analyses
menées pour les 4 SDE et sont cohérentes avec les
règles présentées.
> Les pratiques comptables du concessionnaire
SRD sont apparues cohérentes avec les règles
présentées.
> A de multiples reprises (dossiers de raccordement
avec extension notamment ERDF), les branchements et transformateurs n’apparaissent ni sur
les fiches comptables d’immobilisation, ni sur les
restitutions comptables.
Plus globalement, ERDF n’a transmis que des
informations parcellaires sur l’immobilisation
50
Origine
GHͤQDQFHPHQW
concessionnaire
- D’une manière générale, les ouvrages sont enregistrés
comptablement comme étant financés par le
concessionnaire. Seule une partie extrêmement
minoritaire des montants facturés par ERDF aux
pétitionnaires est immobilisée comme relevant d’un
financement externe.
• Concernant la gestion comptable des ouvrages non
localisés : On constate une absence de lisibilité sur les
pratiques du concessionnaire.
• Concernant les données comptables ouvrage par
ouvrage : Les données transmises par ERDF ont permis
de vérifier les affectations des origines de financement
et des flux de provision.
comptable d’ouvrages non localisés, expliquant
notamment les écarts entre le chiffrage des devis
et les montants immobilisés.
> Puisqu’il a été possible sur l’échantillon de dossiers
d’obtenir d’ERDF la répartition des financements
sur les nouveaux ouvrages ainsi que, le cas échéant,
la réaffectation des provisions pour renouvellement
et de l’amortissement du financement concédant,
il conviendrait donc d’obtenir annuellement dans
le cadre de la mission de contrôle les éléments
comptables relatifs aux flux de provision (dotations,
affectations, reprises) ainsi qu’un inventaire
comptable des ouvrages avec la répartition des
financements.
Les actions de contrôle
3.4 La réhabilitation des postes de transformation
Le réseau de distribution public d’électricité de la
concession compte 10 523 postes de transformation
HTA/BT dont 6 330 (60,1 %) sont fixés en aérien sur
des poteaux en béton et 4 193 (39,9 %) sont posés
au sol.
Afin de valoriser son patrimoine, le SIEIL a mis en
place un programme annuel de réhabilitation et
d’embellissement des postes de transformation
(programme RP) qui recense les demandes des
communes et les constats de dégradation effectués
par le SIEIL.
Ce programme de travaux est proposé aux associations locales de réinsertion (Régie Plus, Orchis et
Entr’Aide Ouvrière Antenne de Chinon) dans le cadre
d’un partenariat visant à leur apporter une activité
complémentaire soutenue et pluriannuelle, utile à leur
mission de réinsertion.
En 2014, 118 postes de transformation ont été
réhabilités pour un montant de 117 714,51 € TTC.
118
85
42
5
32 950€
6 696€
2011
2012
79 800€
2013
117 714€
2014
Investissements SIEIL
Nombre de postes réhabilités
Postes réhabilités par les associations locales
de réinsertion
Réhabilitation poste La Cure N°37025P0012 à Berthenay
Avant travaux
Après travaux
Réhabilitation poste Bourg N°37043P0007 à Cangey
Avant travaux
Après travaux
51
Les actions de contrôle
Réhabilitation poste Petit Clos N°37050P0048 à Chambray-les-Tours
Avant travaux
Après travaux
Réhabilitation poste Anatole France N°37109P0048 à Fondettes
Avant travaux
Après travaux
Réhabilitation poste Guinière N°37109P118 à Fondettes
Avant travaux
Après travaux
Réhabilitation poste Le Val Joly N°37109P0038 à Fondettes
Avant travaux
52
Après travaux
Annexes
4 Annexes
ANNEXE 1 - Détail de l’audit des réseaux HTA et BT
Le SIEIL a mandaté la Société CORRELANE Technologies
afin de connaître la position et l’état réel des réseaux
publics de distribution d’électricité de la concession.
Chaque ouvrage aérien HTA et BT est géolocalisé et
photographié dans le cadre de cette mission.
53 communes ont été visitées depuis 2013 et
27 850 supports ont été identifiés ce qui correspond à
1 070 km de réseaux HTA visités et 780 km de réseaux BT.
Codification des états relevés :
• BON : neuf, récent, propre, sans fissure ou effritement
• MOYEN : en état ne nécessitant pas d’intervention
• MAUVAIS : début de dégradation, fissuration, effritement,
apparition d’armature, corrosion marquée
Codification des problèmes relevés :
• SECURITE : fils à portée ou qui pendent, massif très
dégradé ou hors terre
• VEGETATION : arbres, arbustes, broussailles, plantes
grimpantes, haie taillée ou non
Le constat
> 4 200 supports sont en contact avec la végétation
(15 %),
> 1 820 supports sont en mauvais état (6,5 %)
> 1 661 supports sont inaccessibles au prestataire
(5,9 %)
> 320 supports présentent des problèmes de sécurité
(1,1 %)
> 299 supports sont inclinés (1,1 %)
53
Carte des 53 communes recensées au nord du département
4 200 supports sont en contact avec la végétation (15 %)
54
Annexes
1 820 supports sont en mauvais état (6,5 %)
299 supports sont inclinés (1,1 %)
55
320 supports présentent des problèmes de sécurité (1,1 %)
56
Câble non autorisé sur support HTA
- Sonzay
Câble électrique détaché au contact
avec support telecom - Semblançay
Poteau bois très sollicité incliné
sur la voie publique - Villebourg
Support fortement penché
- Neuillé-Pont-Pierre
Support instable - Couesmes
Support fortement penché sur la voie
publique - Chanceaux-sur-Choisille
Annexes
ANNEXE 2 - La campagne de mesure des tensions sur le territoire
de la concession
Afin de tester la fiabilité des simulations de calcul des
chutes de tension réalisées par le concessionnaire, le
SIEIL a fait mener par la société AEC une campagne de
mesure sur 20 points de soutirage BT de la concession.
La campagne s’est déroulé du 18 février 2013 au 15 mars
2013.
Les mesures ont été confrontées aux résultats de
simulation issus de l’outil Système d’information
géographique (SIG) du concessionnaire.
La comparaison a permis de juger de la justesse du
nombre communiqué des usagers considérés comme
mal alimentés par ERDF.
La synthèse des résultats obtenus a été présentée aux
services de la Préfecture d’Indre-et-Loire le 21 juin 2013 lors
de la conférence départementale sur l’électrification rurale
et le compte d’affectation spécial des fonds d’amortissement des charges d’électrification (CAS FACÉ).
Le CAS FACÉ a pour objet d’apporter une aide financière
aux collectivités concédantes qui entreprennent ces
travaux d’extension, de renforcement, de sécurisation
et d’amélioration esthétique des réseaux de distribution
d’électricité sur le territoire de communes considérées
comme rurales.
Les mesures électriques exploitées
Le paramétrage des appareils a permis la mesure de
la tension d’alimentation des usagers. Conformément
aux indications du décret n° 2007-1826 du 24 décembre
2007 portant sur la qualité des réseaux publics de
distribution et de transport d’électricité, les mesures
correspondent à des tensions moyennes sur un pas de
10 minutes. Sur les sites alimentés en triphasé, la tension
phase/neutre de chacune des 3 phases a été mesurée.
Enregistreurs utilisés :
TRIDENT 3U3I/Flex
Les données climatiques exploitées
La corrélation des niveaux de tension avec la température
extérieure a nécessité de disposer de données sur les
conditions climatiques.
La température minimale relevée lors de la période
mesurée s’établit à -4°C en instantanée (le 15 mars
2013). La température moyenne journalière la plus faible
s’est quant à elle établie à -1,5°C (le 23 février 2013).
La localisation des points de
mesures et de la station météo
La carte suivante présente les
communes où ont eu lieu les mesures.
Les données météorologiques ont été
extraites de la station de Météo France
de Joué-lès-Tours.
Station météo (Joué-lès-Tours)
Localisation des sites concernés par la
campagne de mesure du SIEIL
Trois points de mesure
Un point de mesure
Aucun point de mesure
Hors concession
57
Le tableau suivant récapitule les mesures effectuées en précisant leur numérotation, leur localisation, la nature de
la mesure (site monophasé ou triphasé) ainsi que les dates de pose des appareils d’enregistrement.
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Commune
Postes HTA/BT
Date de pose
Mode de pose
SAINT CHRISTOPHE
Raccordement sur prise de courant 2P + T
LA CROIX PAPILLON 18/02/2013
SUR LE NAIS
dans le salon
Raccordement en monophasé sur une prise
LA FERRIERE
REPUBLIQUE
19/02/2013
de courant 2P+T.
Raccordement sur une prise de courant 2P + T
SONZAY
LA COLLINIERE
18/02/2013
dans le salon
SAINT MARTIN LE
Raccordement sur prise de courant mono dans
LE VIEUX CHÂTEAU 15/02/2013
BEAU
le garage à proximité de l’alimentation générale
VILLAINES LES
Raccordement sur prise de courant mono
CIMETIERE
13/02/2013
ROCHER
dans une chambre à l’étage
Raccordement sur prise de courant mono
LIGRE
PAVILLON
13/02/2013
dans la dépendance
SAINT MARTIN LE
Raccordement sur prise de courant mono
LE VIEUX CHÂTEAU 15/02/2013
BEAU
au sous-sol
ROUTE DE LA
Raccordement monophasé sur prise
LES HERMITES
13/02/2013
FERRIERE
de courant séjour
Raccordement sur prise de courant mono
VERNOU SUR
LA POULTIERE
15/02/2013
dans le séjour
BRENNE
Raccordement sur une prise de courant 2P + T
DESCARTES
ST ROCH
20/02/2013
au sous-sol côté arrivée générale
Raccordement en TRI + N + T en aval
PANZOULT
LA TRANCHEE
13/02/2013 d’un disjoncteur inutilisé dont les fils sont
débranchés en aval à notre arrivée.
Raccordement sur prise de courant mono
VILLEDOMER
BACCHUS
13/02/2013
dans la grange
LES GDES
Raccordement sur une prise de courant 2P + T
LA GUERCHE
20/02/2013
BARDONNIERE
dans le séjour.
Raccordement au sous-sol sur prise
LES HERMITES
LOT. H.L.M.
13/02/2013
de courant mono
NEUVILLE SUR
Raccordement en tri + N + T en aval
TUILERIE
15/02/2013
BRENNE
du sectionneur fusibles départ chauffe-eau.
MONTHODON
LA PENTINIERE
18/02/2013 Raccordement sur une prise de courant 2P + T
Raccordement sur une prise de courant 2P + T
MANTHELAN
LAITERIE
20/02/2013
au sous-sol.
Raccordement monophasé sur prise
LES HERMITES
BOUGRERIE
13/02/2013
de courant séjour
SAINT MARTIN LE
Raccordement sur prise de courant mono
LE VIEUX CHÂTEAU 15/02/2013
BEAU
(proximité de l’arrivée générale)
SAINT OUEN LES
raccordement sur une prise de courant 2P + T
LA ROURETRIE
18/02/2013
VIGNES
du séjour.
Suite à cette campagne, une comparaison a été réalisée
entre :
• La plus faible tension moyenne sur 10 minutes
mesurée chez l’usager (hors période de coupure de
l’alimentation) ;
• La tension minimale estimée par l’outil du concessionnaire
et obtenue à partir des informations des états de gestion
des ouvrages (GDO) à jour. Il est à noter que celle-ci
intègre notamment les chutes de tension dans le
branchement (fixée forfaitairement à 1,5 % dans l’outil).
58
Les résultats font état d’un écart de 1,4 % de la
tension nominale entre ces deux valeurs (mesurée
et simulée), écart allant dans le sens d’une
surestimation de la tension d’alimentation selon
l’outil SIG du concessionnaire.
De ce fait, les mesures mettent en avant une
potentielle sous-estimation des contraintes
de tension et donc du nombre des départs mal
alimentés (DMA) et des clients mal alimenté (CMA)
sur la concession.
Annexes
Ainsi, en s’appuyant sur le fichier du Critère B de l’exercice
2012 qui indique les résultats de la simulation effectuée
par le concessionnaire par départ BT de la concession,
le nombre de DMA et de CMA de la concession en zone
ER a dû être ré-estimé en ajoutant +1,4 % à la chute de
tension estimée.
Cet ajout a pour conséquences :
• D’augmenter le nombre de départs BT mal alimentés
en zone ER (contrainte de tension et/ou d’intensité)
qui passe de 269 à 395 DMA (+47 %) :
- Le nombre de départs BT mal alimentés en zone
ER en contrainte de tension uniquement passe de
234 à 386 (+65 %) ;
- Le nombre de départs BT mal alimentés en zone ER en
contrainte de tension et d’intensité passe de 8 à 9 ;
• Le nombre d’usagers mal alimentés passe de 1 354 à
2 867 :
- Un minimum de 2 141 CMA (soit +58 %), minimum
obtenu en intégrant les usagers considérés comme
bien alimentés à moins de 1 % d’une mauvaise
alimentation attachés aux 395 départs mal alimentés
concernés ;
- Un maximum de 2 867 CMA (soit +112 %),
maximum obtenu en intégrant en plus les usagers
bien alimentés mais situés entre de 1 et 2 % d’une
mauvaise alimentation attachés aux 395 départs
mal alimentés concernés;
• La longueur des départs mal alimentés passe de
196 km à 305 km, et en particulier de 175 km à 285 km
pour les départs en contrainte de tension.
Le tableau suivant synthétise les résultats de la campagne
de mesures :
DMA
Chiffres du concessionnaire
Chiffres issus du fichier T21
“Chute de tension” remis par le
concessionnaire le 04/06/2013
Minimum
obtenu en intégrant les
usagers considérés
comme bien alimentés
à moins de 1 % d’une
Chiffres SIEIL
mauvaise alimentation
suite à
campagne
Maximum
de mesures
obtenu en intégrant en
plus les usagers bien
alimentés mais situés
entre 1 % et 2 % d’une
mauvaise alimentation
Départ en contrainte
de tension uniquement
Départ en contrainte
d’intensité et de tension
Total (U & I)
Départ en contrainte
de tension uniquement
Départ en contrainte
d’intensité et de tension
Total (U & I)
Départ en contrainte
de tension uniquement
Départ en contrainte
d’intensité et de tension
Total (U & I)
Départs mal alimentés
Nombre
Longueurs
d’usagers mal
des départs
alimentés (U)
234
1 307
167 678
8
47
7 548
242
1 354
175 226
386
2 073
276 504
9
68
8 229
395
2 141
284 733
386
2 731
276 504
9
136
8 229
395
2 867
284 733
Enfin, la thermo sensibilité (variation de la tension d’alimentation à une variation de la température extérieure) semble
sous-estimée sur certains points de mesure, induisant une surestimation de la tension dans l’outil de calcul du
concessionnaire (cas de 3 des 4 plus forts écarts comme le révèle tableau suivant).
Numéro de
la mesure
Commune
Poste HTA/
BT
Tension
minimale
mesurée par
le SIEIL
(hors
coupure)
03
SONZAY
LA
COLLINIERE
161,0 V
211,2 V
-21,8 %
-2,18 V/°C
TUILERIE
209,6 V
228,2 V
-8,1 %
-0,03 V/°C
LE VIEUX
CHATEAU
194,3 V
210,7 V
-7,1 %
-0,70 V/°C
REPUBLIQUE
199,0 V
215,3 V
-7,1 %
-2,36 V/°C
15
19
02
NEUVILLE
SUR BRENNE
SAINT
MARTIN LE
BEAU
LA FERRIERE
Tension
minimale
estimée par
le concessionnaire
Ecart relatif
( % de
230 V)
Thermo
sensibilité
59
ANNEXE 3 - Réseaux et postes de distribution impactés
par les chutes de tension
Poste Source
et Départ HTA
concerné
Longueur
départ
HTA (en
mètres)
Nb Postes
HTA/BT
impactés
Nombre
d’usagers
impactés
Chute de
tension
maximum
2013
19 444
1
2
9,27 %
79 008
100
1 029
5,95 %
64 742
92
1 500
5,71 %
Postes HTA/BT impactés
LOCHES (37)
Départ
CHATILLON
LOCHES (37)
Départ
MANTHELAN
CHÂTEAU
RENAULT (37)
Départ
BONLEU
60
Annexes
Poste Source
et Départ HTA
concerné
CHÂTEAU
RENAULT (37)
Départ
AUTHON
Longueur
départ
HTA (en
mètres)
Nb Postes
HTA/BT
impactés
Nombre
d’usagers
impactés
Chute de
tension
maximum
2013
96 891
104
1 016
5,39 %
34 146
53
2 590
5,22 %
60 399
69
499
5,20 %
Postes HTA/BT impactés
TOURS (37)
Départ
LUYNES
CHÂTILLONSUR-INDRE (36)
Départ
RACHES
61
Glossaire
AEC : Audit Expertise Conseil est un cabinet d’experts
spécialisé sur le contrôle et l’évaluation de la qualité de
la distribution de l’électricité (75008 PARIS).
AODE : Autorité organisatrice de la distribution d’énergie
AUTOTRANSFORMATEUR : Un autotransformateur
permet de transformer une tension donnée en une autre,
en augmentant ou en abaissant sa valeur. Contrairement
au transformateur classique, l’autotransformateur ne
possède qu’un seul bobinage.
BT : Basse tension (de 50 à 1 000 volts)
CARD : Contrat d’accès au réseau de distribution
CMA : Client mal alimenté
CGCT : Code général des collectivités territoriales
CONCENTRATEUR : Equipement réseau permettant de
relier plusieurs calculateurs entre eux (dans notre cas il
s’agit de compteurs LINKY)
CORRELANE Technologies : Ste spécialisée dans le
relevé cartographique de précision et les solutions professionnelles de systèmes de communication en réseaux
(41100 NAVEIL)
CRAC : Compte-rendu d’activité du concessionnaire
CSPE : Instituée par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003, la
Contribution au service public de l’électricité (CSPE) vise
à compenser les charges de service public de l’électricité,
qui sont supportées par les fournisseurs historiques,
EDF pour l’essentiel.
DMA : Départ mal alimenté
DQI : Dossier qualité investissement présenté annuellement par le concessionnaire
ELD : Entreprise locale de distribution
ER : Électrification Rurale
GWh : Le gigawattheure exprime l’énergie consommée
ou produite de 1 million de kilowatt pendant 1 heure.
MWA : Unité de puissance, 1 mégawatt = 1 000 000 Watt
MWh : Le mégawattheure exprime l’énergie consommée
ou produite de 1 000 kilowatt pendant 1 heure.
MES : Mise en service
MOA : Maîtrise d’ouvrage
NOME : Loi 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant
Nouvelle organisation du marché de l’électricité
ORR : Opération de raccordement de référence
PCB : Les PCB ou polychlorobiphényles ont été fabriqués
jusque dans les années 80 pour servir comme isolants
électriques ou comme lubrifiants dans l’industrie car ils
ne sont pas inflammables. Ils sont plus connus sous les
dénominations de pyralène, arochlor ou askarel. On les
retrouve dans les transformateurs.
PEC : Pôle énergie Centre. Entente intersyndicale regroupant les syndicats d’énergie du Cher, d’Eure-et-Loir, de
l’Indre, d’Indre-et-Loire, du Loir-et-Cher et de la Vienne.
Partenaire associé : le Conseil départemental du Loiret.
PPM : Une partie par million. Unité de mesure : 1 ppm
= 1 mg/kg
PR : Provision pour renouvellement
RU : Régime urbain d’électrification
SCOT : Le Schéma de cohérence territoriale (SCOT) est
l’outil de conception et de mise en œuvre d’une planification intercommunale.
SICAE : Société d’intérêt collectif agricole d’électricité
SMI : Service minimum
TCC : Toutes causes confondues
GSM : Le réseau GSM (Global System for Mobile communications) constitue le standard de téléphonie mobile
le plus utilisé en Europe
TCFE : Taxe sur la consommation finale d’électricité
HIX : Hors interruptions (événements) exceptionnels
UMTS : Acronyme de Universal Mobile Telecommunications Service. Cette technologie est considérée
comme la troisième génération (3G)
HTA : Haute tension A (de 1 000 à 50 000 volts)
HTB : Haute tension B (supérieure à 50 000 volts)
kVA : Le kilovoltampère exprime la puissance apparente
permettant de quantifier la capacité de puissance d’un
transformateur
62
kWh : Le kilowattheure exprime l’énergie consommée ou
produite par un appareil de 1000 watts pendant 1 heure
TLE : Taxe locale sur l’électricité
VRG : Valorisation des remises gratuites. Valeur financière
établie pour les ouvrages remis par le SIEIL au concessionnaire en fonction du type d’ouvrage, de ses dimensions et des modalités de sa réalisation.
12 - 14 rue Blaise Pascal
BP 51314
37013 TOURS CEDEX 1
Tél. : 02 47 31 68 68
Télécopie : 02 47 05 81 21
Courriel : [email protected]
Internet : www.sieil37.fr