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unknown - Le Havre Seine Métropole (communauté urbaine) - DELB 20240095 06
Document publié le Jeudi 11 avril 2024
Lien du pdf (unknown - Le Havre Seine Métropole (communauté urbaine) - DELB 20240095 06)
Thèmes du document : Consommateurs, Changement climatique, Énergies,
CONTRAT DE CONCESSION POUR LA DISTRIBUTION
PUBLIQUE EN GAZ
ENTRE
LE HAVRE SEINE METROPOLE
ET GRDF
En accord entre les Parties, les documents ont été reliés par le procédé ASSEMBLACT R.C. empêchant toute
substitution ou addition et sont seulement signés à la dernière page de la convention de concession. Page 2 sur 200
CONVENTION DE CONCESSION POUR
LE SERVICE PUBLIC DE LA DISTRIBUTION DE GAZ
SUR LE TERRITOIRE DE
LE HAVRE SEINE METROPOLE
Entre les soussignés :
La Communauté Urbaine Le Havre Seine Métropole, dont le siège social est situé Hôtel de la
Communauté, 19 rue Georges Braque - 76600 Le Havre, représentée par Monsieur Edouard PHILIPPE, son
Président, dûment habilité à cet effet par délibération du conseil communautaire en date du 11 avril 2024.
désignée ci-après : « l’Autorité Concédante »
Et
GRDF, Société Anonyme au capital de 1 835 695 000 euros, immatriculée au registre du Commerce et des
Sociétés de Paris sous le numéro 444 786 511, dont le siège social est situé 6 rue Condorcet –PARIS (9e)-,
représentée par Monsieur Philippe LAHET, Directeur Clients-Territoires Nord-Ouest ,
désignée ci-après : « le Concessionnaire »
désignées conjointement ci-après : « les Parties »
Etant préalablement exposé
Compte tenu du territoire couvert par l’Autorité Concédante sur lequel le Concessionnaire a des droits
exclusifs et qui porte sur les communes suivantes regroupées en 5 contrats et avenants :
- Traité de concession pour la distribution publique en gaz naturel de la Communauté Urbaine de Le Havre Seine Métropole pour les communes de :
• Cauville sur
Mer
• La Cerlangue
• Saint Aubin
Routot
• Saint Romain
de Colbosc
• Oudalle
• Criquetot l’Esneval
• Gainneville
• Notre Dame du Bec
• Saint Laurent de
Brèvedent
• Saint Vigor
d’Ymonville
• Epouville
• Etretat
• Manéglise
• Octeville sur Mer
• Saint Martin du
Bec
• Sandouville
• Epretot
• Fontaine la Mallet
• Rogerville
• Rolleville
• Saint Martin du
Manoir
• Turretot
• Sainte Adresse
- Traité de concession pour la distribution publique en gaz naturel sur la commune de Gonfreville l’Orcher
- Traité de concession pour la distribution publique en gaz naturel sur la commune d’Harfleur Page 3 sur 200
- Traité de concession pour la distribution publique en gaz naturel sur la commune de Montivilliers - Traité de concession pour la distribution publique en gaz naturel sur la commune du Havre
Compte tenu de la volonté commune des Parties de poursuivre leurs relations contractuelles en les adaptant
aux exigences présentes et à venir d’un service public de qualité ;
Compte tenu de la signature de l’accord-cadre intervenue entre la FNCCR, France Urbaine et GRDF les 7 et
8 juin 2022 validant le nouveau modèle de contrat de concession pour la distribution publique de gaz
(convention, cahier des charges, annexes) à l’issue des travaux et négociations menés conjointement pour
une adaptation substantielle ;
Compte tenu de la faculté laissée aux autorités concédantes par la FNCCR, France Urbaine et GRDF
d’utiliser ce nouveau modèle de contrat de concession soit à l’occasion du renouvellement du contrat arrivant
à échéance soit en cours d’exécution du contrat par la voie d’un avenant ;
Compte tenu du souhait de Le Havre Seine Métropole (LHSM), Autorité Concédante, de bénéficier des
dispositions du nouveau modèle de contrat de concession ;
Compte tenu des dates d’échéance des contrats de concessions existants aux dates suivantes :
- Contrat de Le Havre Seine Métropole issu du contrat du SDE76 signé le 23 juin 2004 et rendu
exécutoire à compter du 5 juillet 2004 pour une durée de 20 ans, soit une date d’échéance au
4 juillet 2024 et modifié par avenants successifs :
o Avenant n°1 signé le 10 novembre 2006 pour l’extension à l’ensemble du territoire de la
commune de Tancarville ;
o Avenant n°2 signé le 13 décembre 2013 pour l’extension à l’ensemble du territoire de la
commune de Trouville-Alliquerville ;
o Avenant n°3 signé le 26 avril 2016 pour la scission du contrat entre le SDE76 et la
Métropole de Rouen Normandie (26 communes) ;
o Avenant n°4 signé le 10 janvier 2020 pour la scission du contrat entre le SDE76 et Le
Havre Seine Métropole (22 communes) suite à la prise de compétence « concession de
la distribution publique du gaz » par la Communauté Urbaine Le Havre Seine
Métropole ;
o Avenant n°5 signé le 23 juin 2021 pour l’extension à l’ensemble du territoire de la
commune de Sainte-Adresse
- Contrat de la commune de Montivilliers signé le 26 octobre 1995 et rendu exécutoire à compter
du 08 novembre 1995 pour une durée de 30 ans, soit une date d’échéance au 07 novembre
2025 ;
- Contrat de la commune de Harfleur, signé le 21 novembre 1955 et rendu exécutoire à compter
du 27 novembre 1995 pour une durée de 30 ans, soit une date d’échéance au 26 novembre
2025 ;
- Contrat de la commune de Gonfreville l’Orcher signé le 29 janvier 1996 et rendu exécutoire à compter du 31 janvier 1996 pour une durée de 30 ans, soit une date d’échéance au 30 janvier 2026 ; Contrat de la commune du Havre signé le 30 septembre 1997 et rendu exécutoire à compter du 9 octobre 1997 pour une durée de 30 ans, soit une date d’échéance au 8 octobre 2027 ;
Il a en conséquence été convenu entre les Parties d’une part de renouveler le Contrat de Le Havre Seine
Métropole (ex SDE76), à son échéance, en intégrant les dispositions du nouveau modèle de contrat de Page 4 sur 200
concession et, d’autre part, en permettant l’extension du périmètre contractuel de cette concession au
service public du gaz relevant des autres contrats de concession de LHSM visés ci-dessus au fur et à mesure
de l’échéance de ces derniers, lesquels auront au préalable été modifiés par avenant pour intégrer les
dispositions du nouveau modèle de contrat de concession.
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire sont donc convenus des dispositions suivantes :
Article 1er – L’Autorité Concédante concède, par la présente convention de concession (ci-après « la
Convention de Concession »), dans les conditions prévues par le code général des collectivités territoriales et
par le code de l’énergie en particulier dans ses articles L.111-53, L.432-2 et L 432-8, au Concessionnaire qui
l’accepte, la distribution du gaz, aux conditions du cahier des charges joint et de ses annexes sur le périmètre
constitué des communes suivantes :
• Cauville sur mer
• La Cerlangue
• Saint Aubin
Routot
• Saint Romain de
Colbosc
• Oudalle
• Criquetot l’Esneval
• Gainneville
• Notre dame du Bec
• Saint Laurent de
Brèvedent
• Saint Vigor
d’Ymonville
• Epouville
• Etretat
• Manéglise
• Octeville sur
Mer
• Saint Martin
du Bec
• Sandouville
• Epretot
• Fontaine la Mallet
• Rogerville
• Rolleville
• Saint Martin du
Manoir
• Turretot
• Sainte Adresse
Le périmètre de la Convention de Concession sera progressivement élargi dans les conditions définies à
l’article 3 ci-dessous.
L’adhésion individuelle ou collective à l’Autorité Concédante et/ou le transfert à l’Autorité Concédante de
communes déjà desservies par le Concessionnaire au titre de ses droits historiques postérieurement à l’entrée
en vigueur du traité de concession entraînera l’application, sur leurs territoires, des stipulations de la
Convention de Concession, du cahier des charges et de ses annexes, sous réserve de la signature d’un
avenant qui complète la liste figurant ci-dessus.
Les commentaires figurant le cas échéant en bas de page du cahier des charges de Concession font partie
de celui-ci ; cette disposition ne fait toutefois pas obstacle à ce que ces commentaires soient actualisés en
fonction de l’évolution de la législation ou de la réglementation sans qu’il soit nécessaire d’en prendre acte par
voie d’avenant. Les textes législatifs ou règlementaires cités dans le cahier de charges sont ceux en vigueur
à la date de signature.
Article 2 – La présente Convention de Concession entre en vigueur à la date du 5 juillet 2024 pour une durée
fixée à 29 ans, 5 mois et 26 jours. Elle arrivera à échéance le 31 décembre 2054.
L’Autorité Concédante certifie qu’elle procédera aux formalités propres à rendre la présente convention
exécutoire, conformément aux articles L.2131-1 et L.2131-2 du Code général des collectivités territoriales.
A compter de la date d’entrée en vigueur précitée, les Parties conviennent de mettre fin automatiquement aux
conventions de concession précédemment en vigueur pour la Concession visée à l’article 1. Page 5 sur 200
Article 3 – A la date de prise d’effet visée à l’article 2, le périmètre de la Convention de Concession correspond
aux limites territoriales des communes suivantes :
• Cauville sur
Mer
• La Cerlangue
• Saint Aubin
Routot
• Saint Romain
de Colbosc
• Oudalle
• Criquetot l’Esneval
• Gainneville
• Notre Dame du Bec
• Saint Laurent de
Brèvedent
• Saint Vigor
d’Ymonville
• Epouville
• Etretat
• Manéglise
• Octeville sur Mer
• Saint Martin du
Bec
• Sandouville
• Epretot
• Fontaine la Mallet
• Rogerville
• Rolleville
• Saint Martin du
Manoir
• Turretot
• Sainte Adresse
A la date de prise d’effet visée à l’article 2,
Le périmètre de la Convention de Concession sera progressivement élargi pour intégrer :
- à compter du 8 novembre 2025, le service public du gaz inclus dans les limites territoriales du contrat de la commune de Montivilliers,
- à compter du 27 novembre 2025, le service public du gaz inclus dans les limites territoriales du contrat de la commune de Harfleur,
- à compter du 31 janvier 2026, le service public du gaz inclus dans les limites territoriales du contrat de la commune de Gonfreville-l’Orcher,
- à compter du 9 octobre 2027, le service public du gaz inclus dans les limites territoriales du contrat de la commune du Havre,
Article 4 – Le contrat de concession, également dénommé « Contrat LHSM », ensemble contractuel unique
est composé des pièces suivantes :
- pièce n°1 : la présente Convention de Concession,
- pièce n°2 : le cahier des charges de concession, y compris son préambule,
- pièce n°3 : les annexes au cahier des charges listées à l’article 65 du cahier des charges.
En cas de contradiction ou de difficultés d’interprétation entre les différentes pièces du Contrat LHSM, l’ordre
de préséance est fixé comme suit :
- la Convention de Concession prévaut sur le cahier des charges qui prévaut sur ses annexes ;
- les dispositions de l’annexe 1 prévalent sur le cahier des charges.
Article 5 –L’Autorité Concédante perçoit du Concessionnaire, en sus de la redevance de fonctionnement
(R1) visée à l’article 6.1 du cahier des charges de concession, la bonification (terme T) liée au regroupement
des différents contrats de concession existants sur le périmètre de l’Autorité Concédante rappelé à l’article
3 et qui sera achevé à l’échéance de la Convention de Concession.
Le terme T de regroupement est calculé de la manière suivante :
T = [a*(NCt – 1) + b*Ci] x [0,01*D + 0,8] x [0,15 + 0,85 x IngN/Ing0]
Avec :
• NCt, d’une valeur égale à 27 à date, est le nombre de communes ayant transféré leur compétence
à l’Autorité Concédante sur la zone de desserte exclusive, désignées ci-dessus, et pour les Page 6 sur 200
Communes Nouvelles1, le nombre de communes qui, à la veille de la création des Communes
Nouvelles, sont desservies en gaz et comprises dans le périmètre défini dans la Convention du
Contrat de Concession ;
• Le bonus de regroupement est composé de 2 éléments, a et b, dont la valeur est :
si le nombre de clients Ci de la Concession tel que défini ci-dessous est inférieur à 50 000
pendant au moins deux (2) années consécutives :
• a = 300
• b = 0
si le nombre de clients Ci de la Concession tel que défini ci-dessous est supérieur ou égal à 50
000 pendant au moins deux (2) années consécutives :
• a = 450
• b = 0,1
Ci est le nombre de Clients sur l’ensemble des Communes désignées ci-dessus, ayant transféré leur
compétence à l’Autorité Concédante sur la zone de desserte exclusive. Il comprend l’ensemble des
clients du périmètre cible de la convention de Concession intégrant les différentes extensions
réalisées ou à venir prévues à l’article 3 de la convention
• IngN est la valeur de l'index ingénierie tel que publié par l’INSEE du mois de septembre de l'année
N-1 ;
• Ing0 = 116,6 soit la valeur de l'index ingénierie tel que publié par l’INSEE du mois de septembre 2019
(Index divers de la construction - ING - Ingénierie - Base 2010 - Identifiant 001711010).
• D est la durée du contrat de concession définie à l’article 2 ci-dessus
Au cas où l'un des indices composant le terme T mentionné ci-dessus ne serait plus publié, et à défaut
d’indice de remplacement, le Comité National de Suivi visé au Préambule du cahier des charges ci-dessous
publiera un avis sur son remplacement par un nouvel indice équivalent. L’Autorité Concédante et le
Concessionnaire formaliseront leur accord, par un simple échange de lettres.
Le terme T fait l'objet d'un état détaillé qui présente notamment les différentes valeurs de la formule de calcul
et qui est adressé par le Concessionnaire à l’Autorité Concédante avant le 30 avril de l'année au titre de
laquelle il est dû.
Le terme T est versé par le Concessionnaire avant le 30 juin de l’année N, après établissement d’un titre de
recettes par l’Autorité Concédante reçu au plus tard le 1er juin de l’année N.
Si ce titre est reçu après le 1er juin, le Concessionnaire dispose d’un délai de trente jours pour verser le
montant du terme T. En cas de retard de paiement, uniquement imputable au Concessionnaire, il sera
appliqué des intérêts de retard au taux légal majoré de cinq points. Le retard est calculé entre la date de
versement effectif et la plus tardive des deux dates : 30 juin ou trente jours après la date de réception du titre
de recettes.
Pour la détermination du montant du terme T à verser au titre de l’année calendaire au cours de laquelle le
Contrat de Concession est devenu exécutoire et lors de son année d’expiration, le calcul s’effectue au prorata
temporis.
1 Communes créées en application des dispositions des articles L2113-1 et suivants du Code général des collectivités territoriales Page 7 sur 200
Article 6 – La gouvernance des investissements mis à la charge du Concessionnaire est définie à l’article
40 du cahier des charges de concession.
Elle repose sur le dispositif suivant :
• un schéma directeur d’investissements correspondant à une vision prospective, à la fois qualitative et
quantitative sur la durée du Contrat de Concession, des évolutions prévisionnelles du réseau de
distribution (désigné ci-après « Schéma Directeur » ou « SDI ») ;
• des programmes pluriannuels d’investissements correspondant à une déclinaison à moyen terme du
Schéma Directeur (désignés ci-après « Programme(s) Pluriannuel(s) » ou « PPI ») ;
• des programmes annuels d’investissements en déclinaison de chacun des Programmes Pluriannuels
(désigné ci-après « Programme(s) Annuel(s) »).
En raison du périmètre extensible de la Convention de Concession défini à l’article 3 ci-dessus, il est prévu
que le SDI et le PPI annexés à la Convention de Concession présentent l’ensemble des investissements
susceptibles d’être réalisés sur l’intégralité du périmètre contractuel cible composé des différentes
extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3.
Le non-respect d’un programme pluriannuel, peut donner lieu à l’application des pénalités prévues à l’Article
45.1 du cahier des charges sur l’intégralité du le périmètre contractuel cible résultant des différentes
extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3.
Article 7 – Les actions en faveur de la transition écologique mises à la charge du Concessionnaire précisées
en Annexe 2 comprennent, les actions susceptibles d’être réalisées sur l’intégralité du périmètre contractuel
cible résultant des différentes extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3.
Article 8 – Les indicateurs de performance relevant du périmètre du Contrat sont précisées en Annexe 6.
L’appréciation de la performance s’appréciera à la maille de l’intégralité du périmètre contractuel cible
intégrant les différentes extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3.
Le manque de performance du Concessionnaire, peut donner lieu à l’application des pénalités prévues à
l’Article 45.2 du cahier des charges au périmètre contractuel cible résultant des différentes extensions
réalisées ou à venir prévues à l’article 3, d’appréciation de la performance.
Article 9 – Le Concessionnaire s’engage à informer l’Autorité Concédante en cas de modification du modèle
de cahier des charges national, du cadre législatif, réglementaire ou régulatoire impactant de manière
substantielle la distribution publique de gaz, après une information dans le cadre du Comité National de Suivi
visé au Préambule du cahier des charges.
Article 10 - Les Parties se rencontreront et examineront l’opportunité d’adapter par avenant leur situation
contractuelle dans les circonstances suivantes :
a) de manière systématique, tous les cinq ans,
b) en cas de bouleversement des conditions technico-économiques de nature à rompre l’équilibre
économique du traité de concession,
c) en cas de modification significative des conditions techniques d’exploitation, Page 8 sur 200
d) en cas de modification du modèle de cahier des charges national,
e) en cas de modification du cadre législatif ou réglementaire impactant de manière substantielle
la distribution publique de gaz,
f) en cas de nécessité de révision des indicateurs et des objectifs de performance mentionnés à
l’article 44 du cahier des charges,
g) en cas de modification du périmètre de la Concession en dehors des cas visés à l’article 3 ci-
dessus.
Article 11 - La présente Convention, établie en « 4 » exemplaires, est dispensée des droits d’enregistrement.
Ces droits, s’ils étaient perçus, seraient à la charge de celle des Parties qui en aurait provoqué la perception.
Fait au Havre,
Le
Pour l’Autorité Concédante, Pour le Concessionnaire,
Edouard PHILIPPE Philippe LAHET Page 9 sur 200
CAHIER DES CHARGES DE CONCESSION
POUR LA DISTRIBUTION PUBLIQUE DE GAZ
CONTRAT LE HAVRE SEINE METROPOLE Page 10 sur 200
Table des matières
PREAMBULE 14
I. DISPOSITIONS GENERALES 16
Article 1 Définitions ...................................................................................................................................... 16 Article 2 Service concédé ............................................................................................................................. 18 Article 3 Moyens affectés à la Concession .................................................................................................. 19 Article 3.1 Ouvrages concédés................................................................................................................... 19 Article 3.2 Moyens humains ....................................................................................................................... 20 Article 3.3 Inventaires ................................................................................................................................. 20 Article 4 Utilisation des ouvrages concédés ................................................................................................ 20 Article 5 Responsabilité du Concessionnaire ............................................................................................... 20 Article 5.1 Responsabilité du Concessionnaire vis-à-vis de l’Autorité Concédante ................................... 21 Article 5.2 Laïcité et neutralité du service public ........................................................................................ 21 Article 6 Redevances de Concession .......................................................................................................... 21 Article 6.1 Redevance de fonctionnement R1 ............................................................................................ 21 Article 6.2 Redevance d’investissement R2 ............................................................................................... 23 Article 7 Services aux Clients finals ............................................................................................................. 24
II. SECURITE, SURVEILLANCE ET MAINTENANCE DU RESEAU 25
Article 8 Sécurité des personnes et des biens ............................................................................................. 25 Article 9 Surveillance du Réseau ................................................................................................................. 26 Article 10 Entretien et maintenance ............................................................................................................... 26 Article 11 Gestion du risque industriel ........................................................................................................... 27 Article 12 Intervention à proximité des réseaux souterrains .......................................................................... 27 Article 13 Actions d’information des Clients finals ......................................................................................... 28
III. RACCORDEMENT DES CLIENTS FINALS AU RESEAU CONCEDE 29
Article 14 Principes généraux de Raccordement des Clients finals au Réseau ............................................ 29 Article 15 Extension du Réseau concédé pour le Raccordement de Clients finals ....................................... 29 Article 16 Branchements ................................................................................................................................ 32 Article 16.1 Réalisation ................................................................................................................................. 32 Article 16.2 Maintenance et renouvellement ................................................................................................ 32 Article 17 Conduites d’Immeubles et Conduites Montantes .......................................................................... 32
IV. TRAVAUX SUR LE RESEAU CONCEDE 33
Article 18 Conditions générales d’exécution des travaux .............................................................................. 33 Article 19 Coordination de voirie .................................................................................................................... 33 Article 20 Protection de l’environnement ....................................................................................................... 34 Article 21 Travaux et modification .................................................................................................................. 35 Article 22 Mise hors exploitation ou abandon des équipements de réseaux ................................................. 36
V. COMPTAGE, INSTALLATIONS INTERIEURES, GAZ DISTRIBUE 38
Article 23 Comptage ....................................................................................................................................... 38 Article 24 Vérification des dispositifs de comptage et redressements de consommation ............................. 39 Article 25 Installations intérieures .................................................................................................................. 40 Article 26 Caractéristiques du gaz distribué ................................................................................................... 40 Article 27 Mesure du Pouvoir Calorifique Supérieur du gaz distribué ........................................................... 42 Article 28 Modification du pouvoir calorifique du gaz distribué ...................................................................... 43 Page 11 sur 200
VI. CONDITIONS D’ACCES AU RESEAU ET RELATIONS AVEC LES CLIENTS FINALS 44
Article 29 Conditions générales pour l’accès au Réseau .............................................................................. 44 Article 30 Obligation de consentir aux Clients finals et aux Producteurs les contrats liés à l’accès au Réseau 44
Article 31 Contrats liés à l’accès au Réseau et conditions de paiement ....................................................... 45 Article 32 Tarification de la distribution de gaz aux Clients finals et de l’injection aux Producteurs .............. 46 Article 33 Information en cas d’interruption du service .................................................................................. 47 Article 33.1 Interruption temporaire du service pour les besoins de l’exploitation ....................................... 47 Article 33.2 Interruption temporaire relative à des situations d’urgence ...................................................... 48 Article 33.3 Réduction et/ou interruption de l’injection ................................................................................. 48 Article 33.4 Mise en œuvre d’ordre de délestage ......................................................................................... 48 Article 34 Relation Client ................................................................................................................................ 48 Article 35 Qualification et traitement des réclamations .................................................................................. 49 Article 36 Délais d’intervention ....................................................................................................................... 49 Article 37 Mesure de la satisfaction des Clients finals ................................................................................... 49 Article 38 Information envers les Clients finals et les tiers ............................................................................. 50
VII. GOUVERNANCE (INVESTISSEMENTS, CONTROLE, DONNEES) 51
Article 39 Principes généraux ........................................................................................................................ 51 Article 40 Gouvernance des investissements ................................................................................................ 51 Article 40.1 Principes .................................................................................................................................... 51 Article 40.2 Schéma Directeur des Investissements (SDI) .......................................................................... 52 Article 40.3 Programmes Pluriannuels des Investissements (PPI) .............................................................. 53 Article 40.4 Programmes Annuels ................................................................................................................ 55 Article 41 Compte-rendu d’activité de la Concession .................................................................................... 55 Article 41.1 Dispositions générales .............................................................................................................. 55 Article 41.2 Indicateurs de qualité de service et de sécurité ........................................................................ 56 Article 42 Contrôle de la Concession ............................................................................................................. 56 Article 42.1 Information sur les Raccordements au réseau de transport ..................................................... 57 Article 42.2 Echange contradictoire .............................................................................................................. 57 Article 43 Données ......................................................................................................................................... 57 Article 43.1 Cadre général ............................................................................................................................ 57 Article 43.2 Données cartographiques ......................................................................................................... 58 Article 43.3 Données de consommation ....................................................................................................... 59 Article 43.4 Données techniques et patrimoniales ....................................................................................... 60 Article 43.5 Données utiles à l’élaboration du compte financier unique et à la certification des comptes de l’Autorité Concédante ..................................................................................................................... 60 Article 44 Mesure de la performance du Concessionnaire ............................................................................ 60 Article 45 Pénalités ........................................................................................................................................ 61 Article 45.1 Pénalités en cas de non-respect d’un Programme Pluriannuel ................................................ 61 Article 45.2 Pénalités résultant d’un défaut de performance du Concessionnaire ....................................... 62 Article 45.3 Pénalités en cas de défaut de fourniture d’information ............................................................. 62 Article 46 Règlement des litiges ..................................................................................................................... 62
VIII. TRANSITION ECOLOGIQUE ET TERRITOIRES 64
Article 47 Planification énergétique territoriale ............................................................................................... 64 Article 48 Aménagement de l’espace urbain ................................................................................................. 65 Article 49 Raccordement des installations de production de biométhane ou d’autres Gaz renouvelables ... 65 Article 50 Raccordement des stations d’avitaillement GNV/bioGNV ............................................................. 66 Article 51 Compteurs communicants ............................................................................................................. 67 Article 52 Maîtrise de la demande en gaz ...................................................................................................... 67 Page 12 sur 200
Article 53 Actions liées à la sécurisation aval Compteur et à la prévenance des coupures pour impayés ... 68 Article 54 Réseaux intelligents et dispositifs de gestion optimisée ................................................................ 68 Article 55 Responsabilité sociale et environnementale.................................................................................. 69
IX. ECHEANCE DU CONTRAT DE CONCESSION 70
Article 56 Bilan à l’échéance du Contrat ........................................................................................................ 70 Article 57 Echéance du Contrat ..................................................................................................................... 71
X. DISPOSITIONS DIVERSES 72
Article 58 Statut du Concessionnaire ............................................................................................................. 72 Article 59 Evolution des dispositions de portée nationale .............................................................................. 72 Article 60 Impôts, taxes et redevances réglementaires ................................................................................. 72 Article 61 Modalités d’application de la TVA .................................................................................................. 72 Article 62 Faute grave du Concessionnaire ................................................................................................... 73 Article 63 Mise en demeure ........................................................................................................................... 73 Article 64 Élection de domicile ....................................................................................................................... 73 Article 65 Liste des annexes .......................................................................................................................... 74
ANNEXE A : SCHEMA DIRECTEUR DES INVESTISSEMENTS (SDI) 75
ANNEXE B : PROGRAMMES PLURIANNUELS DES INVESTISSEMENTS (PPI) 82
ANNEXE C : PROGRAMMES ANNUELS 85
ANNEXE D : DIAGNOSTIC PARTAGE DU SERVICE CONCEDE 91
ANNEXE 1 : DISPOSITIONS LOCALES 139
ANNEXE 2 : PLAN D’ACTIONS POUR LA TRANSITION ECOLOGIQUE DU TERRITOIRE (2024 – 2028) 143
Article 1 Objet Gouvernance et pilotage ...................................................................................................... 143 Article 2 Ambitions partagées ...................................................................................................................... 143 Article 3 Actions retenues sur la période 2024-2028 .................................................................................. 144 Article 4 Tableau de synthèse et indicateurs de suivi des axes de travail prioritaires sur la période 2024- 2028 ............................................................................................................................................. 148
ANNEXE 3 : ELEMENTS DU COMPTE-RENDU D’ACTIVITE DE LA CONCESSION (CRAC) 152
ANNEXE 4 : INDICATEURS DE QUALITE DE SERVICE ET DE SECURITE 153
ANNEXE 5 : DONNEES MISES A DISPOSITION DE L’AUTORITE CONCEDANTE POUR L’EXERCICE DE SES COMPETENCES 161
ANNEXE 6 : MESURE DE LA PERFORMANCE 169
ANNEXE 6 BIS : PRECISIONS METHODOLOGIQUES RELATIVES A L’INDICATEUR DE PERFORMANCE N°1 « PATRIMOINE/CANALISATIONS » 175
ANNEXE 7 : REGLES DE CALCUL DES EXTENSIONS DE RESEAU 176
ANNEXE 8 : TARIFS D’UTILISATION ET FACTEUR DE FACTURATION 181
ANNEXE 9 : CATALOGUE DES PRESTATIONS 184
ANNEXE 10 : CONDITIONS DE DISTRIBUTION 185
ANNEXE 11 : PRESCRIPTIONS TECHNIQUES 186 Page 13 sur 200 Page 14 sur 200
PREAMBULE
L’Autorité Concédante et son Concessionnaire entendent affirmer en préambule leur attachement aux
valeurs et aux principes généraux du service public : continuité, égalité de traitement entre les usagers
placés dans une même situation, mutabilité, laïcité et neutralité. Ils adhèrent à la nécessité d'une
adaptation permanente du service public aux exigences de qualité et de performance, qui sont autant
de défis qu'il appartient aux collectivités concédantes et à leurs concessionnaires de relever pour
répondre aux souhaits des usagers et aux besoins de l'activité́ économique.
Ils ont pris en compte la mutation qui est intervenue dans le secteur de la distribution publique du gaz
qui doit aller de pair avec le renforcement du rôle des collectivités territoriales notamment dans le
contrôle de la performance de leurs concessionnaires.
Ils ont également tenu à mettre l'accent sur les enjeux de la sécurité, de la gouvernance et de la
transition écologique. C’est ainsi qu’a été décidée la mise en place d’un Comité National de Suivi
tripartite, composé de représentants de GRDF, de la FNCCR et de France Urbaine, chargé de veiller
au bon déploiement de ce modèle de contrat, de résoudre les éventuelles difficultés liées à ce
déploiement et d’examiner les éventuelles évolutions à y apporter. Il est entendu que ce cadre national
doit également s’adapter aux besoins spécifiques locaux et aux particularités propres à la Concession
relatifs en particulier à la sécurité, à la qualité du service, à la gouvernance et à la transition écologique.
La prise en considération de ces éléments donne notamment lieu aux dispositions locales convenues
dans l'annexe 1.
Le Contrat de Concession, ainsi que les discussions qui ont précédé sa conclusion, s’inscrivent dans
le cadre juridique actuel, notamment législatif et réglementaire, régissant le service public de distribution
de gaz.
GRDF (ci-après « le Concessionnaire ») bénéficie d’un droit exclusif dans sa zone de desserte, en
qualité de gestionnaire des réseaux publics de distribution de gaz, conformément aux dispositions de
l’article L. 111-53 du Code de l’énergie.
En application des dispositions de l’alinéa premier de l’article L. 2224-31 du Code général des
collectivités territoriales, l’Autorité Concédante est compétente pour négocier et conclure avec le
Concessionnaire le contrat de Concession de distribution publique de gaz sur son territoire et exercer
le contrôle du bon accomplissement des missions du service public fixées par le cahier des charges de
Concession.
Les Parties entendent définir ensemble les conditions d’exercice des missions de service public. C’est
l’objet du présent contrat (« le Contrat » ou « la Concession »), par lequel l’Autorité Concédante confie
au Concessionnaire la gestion du service public de distribution de gaz sur son territoire.
En particulier, en application de l’article L.111-61 du Code de l’énergie, il est rappelé que le
Concessionnaire « assure l’exploitation, l’entretien et (…) le développement des réseaux de distribution
(…) de gaz”.
En application de l’article L. 432-8 du même Code, le Concessionnaire est notamment chargé « de
définir et de mettre en œuvre les politiques d’investissement et de développement des réseaux de
distribution ». Il en assure ainsi la maîtrise d’ouvrage, étant précisé que l’Autorité Concédante, en Page 15 sur 200
application des dispositions de l'article L.432-5 du code de l’énergie, conserve « la faculté de faire
exécuter en tout ou partie à (sa) charge les travaux de premier établissement, d’extension, de
renforcement et de perfectionnement des ouvrages de distribution ».
En application de l’article L. 452-1-1 du Code de l’énergie, le tarif d’utilisation du Réseau de distribution
de gaz fait l’objet d’une péréquation au niveau national, à l’intérieur de la zone de desserte du
Concessionnaire. Ce tarif, ainsi que ceux des prestations annexes réalisées exclusivement par le
Concessionnaire, sont fixés par le régulateur (Commission de régulation de l’énergie ou « CRE ») en
mutualisant l’ensemble des charges d’exploitation et d’investissement que le Concessionnaire supporte
au périmètre de sa zone de desserte exclusive, dans la mesure où il s’agit de coûts correspondant à
ceux d’un gestionnaire de réseau efficace.
En sa qualité de gestionnaire de réseaux publics de distribution de gaz, le Concessionnaire est soumis
à des missions et à des obligations de service public, définies par le législateur et codifiées au sein du
code de l’énergie et du code général des collectivités territoriales ou encore fixées par voie
réglementaire.
Dans le cadre ainsi rappelé, l’Autorité concédante entend également faire du présent Contrat de
Concession un cadre adapté au service et au soutien de ses objectifs en matière de développement
durable et de transition énergétique sur son territoire. Page 16 sur 200
I. DISPOSITIONS GENERALES
Article 1 Définitions
(i) Pour l'application du présent Contrat et sauf stipulation contraire, les termes et expressions
suivants ont le sens qui leur est donné ci-après :
(ii) un jour sera interprété comme désignant un jour calendaire, étant précisé que, pour tout délai
prévu au Contrat, si le dernier jour se trouve être un samedi, un dimanche ou un jour férié en
France, ledit délai est reporté au jour ouvré suivant (tout jour à l'exception des samedis,
dimanches et jours fériés en France).
Aménagements généraux au sens de l’article 4.2 de la norme NF DTU 61.1.P6, ils comprennent notamment les gaines, ventilations, locaux et alvéoles techniques.
Branchement ouvrages assurant la liaison entre la conduite de distribution publique et le Compteur.
Branchement Individuel Branchement desservant une seule Installation intérieure. Branchement Collectif Branchement desservant deux Installations intérieures ou plus. Il inclut les CICM.
Dans le présent Contrat, certains articles peuvent viser soit la partie du Branchement Collectif en amont de l’Organe de coupure générale (excluant alors la ou les CICM), soit la partie du Branchement Collectif en aval de l’Organe de coupure générale (désignant alors la ou les CICM). Branchement Particulier conduites/tuyauterie situées entre la Conduite Montante et l’amont du Compteur individuel ou, à défaut, l’Organe de coupure individuel.
Catalogue (des prestations) liste des prestations exclusivement réalisées par GRDF et de prestations relevant du domaine concurrentiel.
Le Catalogue des prestations est élaboré conformément aux principes qui ont été définis par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) en application des articles L.452-2 et L.452-3 du Code de l’Energie.
Client(s) ou Client(s) final(s) personne(s) physique(s) ou morale(s) raccordée(s) au Réseau, et ayant un Point de Comptage et d’Estimation (PCE) actif au cours de l’année civile. Il(s) est (sont) destinataire(s) de la facturation du Fournisseur. Le nombre de clients de la concession est publié chaque année dans les Compte Rendu Annuel d’Activité (CRAC).
Conduite d’Immeuble (CI) et
Conduite Montante (CM),
ou CICM
tuyauteries de gaz qui, dans les immeubles collectifs, permettent d’alimenter chacun des logements à partir du coffret gaz collectif de l’immeuble.
Conduite d'Immeuble (CI) : tuyauterie de gaz d'allure horizontale située en aval de l’Organe de coupure générale et alimentant une ou plusieurs Conduites Montantes, ou des nourrices dans des locaux ou placards techniques gaz ou des tiges-cuisines et parfois directement des Installations intérieures.
Conduite Montante (CM) : conduite de gaz verticale pour la plus grande partie, raccordée à une Conduite d'Immeuble et alimentant les différents niveaux de cet immeuble.
Compteur et PCE équipement permettant de totaliser les volumes de gaz qui le traversent. Le Point de Comptage et d’Estimation (PCE) est un numéro unique qui permet d'identifier chaque installation de consommation de gaz.
Extension partie de canalisation de distribution publique à construire depuis sa localisation d’origine jusqu’au droit du point de Branchement envisagé. Fournisseur(s) entité chargée d’acheter l’énergie gaz et de la revendre sous forme d’énergie aux Clients finals, professionnels ou particuliers. Il(s) assure(nt) une activité de commercialisation par le biais de contrats de fourniture passés avec les Clients finals. Page 17 sur 200
Gaz renouvelable(s) gaz d’origine renouvelable ou de récupération, injectable dans le Réseau selon la règlementation en vigueur, et obtenu par divers procédés, notamment : transformation de la biomasse par fermentation biologique (méthanisation) ou par un procédé thermochimique (gazéification hydrothermale), transformation de déchets à très haute température (pyrogazéification), électrolyse de l’eau réalisée à partir d’électricité renouvelable (power-to-gas).
Gestionnaire de réseaux de
distribution de rang 2
tout opérateur d'une nouvelle concession non directement raccordée au réseau de transport.
Installation intérieure commence à l’aval du Compteur individuel ou, en l’absence de Compteur individuel, à l’aval de l’Organe de coupure individuelle.
Organe de coupure individuelle
(OCI)/ générale (OCG)
vanne, robinet ou obturateur comme défini par l’article 9 de l’arrêté du 23 février 2018 relatif aux règles techniques et de sécurité applicables aux installations de gaz combustible des bâtiments d'habitation individuelle ou collective, y compris les parties communes.
Participation(s) recettes perçues par le Concessionnaire, versées par des tiers (aménageurs, collectivités, Usagers, autres) au titre d'une prestation du Catalogue (annexe 9), hors contributions versée par l’Autorité Concédante dans le cadre de l’article R432-10 du Code de l’Énergie. Poste de détente transport /
distribution
poste visé à l’article 2 de l’arrêté du 5 mars 2014 définissant les modalités d’application du chapitre V du titre V du livre V du code de l’environnement et portant règlement de la sécurité des canalisations de transport de gaz naturel ou assimilé, d’hydrocarbures et de produits chimiques et de l’article 2 de l’arrêté du 13 juillet 2000 modifié portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations. Cette limite d’exploitation s’applique à l’ensemble des postes transport/distribution utilisés par le Concessionnaire qui sont des postes démontables au sens de cet arrêté sauf exceptions locales.
Poste d’injection installation située à l'extrémité amont du Réseau de distribution, assurant les fonctions de détente et régulation de pression, de sécurité ainsi que la mesure, le calcul et la télétransmission d’éléments permettant, notamment, de déterminer les quantités de Gaz renouvelable injectées par un site de Producteur.
Poste de livraison installation située à l’extrémité aval du Réseau et constituée de : - Poste de détente
- équipement de comptage (Compteur et module de relevé à distance)
- convertisseur et enregistreur le cas échéant.
Pouvoir Calorifique Supérieur
(PCS)
quantité de chaleur (en kWh) dégagée par la combustion complète d'un mètre cube de gaz sec donné dans l'air, à une pression constante et à une température initiale de zéro Celsius, comprenant la quantité de chaleur restituée par la condensation de la vapeur d’eau.
Producteur personne physique ou morale qui produit du Gaz renouvelable injecté dans le Réseau.
Raccordement opération d’étude et de travaux pour relier une canalisation existante à une construction, y compris celle d’un Producteur. Une fois réalisé, le Raccordement fait partie du Réseau.
Il peut être constitué d’un Branchement et, le cas échéant, d’une Extension de canalisation de Réseau.
Réseau (public de distribution) ensemble des ouvrages, installations et systèmes, dont l’exploitation est confiée au Concessionnaire en application du présent Contrat.
Service service public de distribution de gaz, tel que défini à l’article 2 du cahier des charges
Usagers ensemble des personnes physiques ou morales bénéficiant du Service (Clients Finals et Producteurs)
Zone gaz ensemble de réseaux de distribution à l’intérieur duquel le gaz est réputé de qualité journalière homogène et identique. Page 18 sur 200
Article 2 Service concédé
Le présent cahier des charges s'applique à la distribution publique de gaz dans le périmètre défini dans la
Convention de Concession.
La Concession s’étend à tous les ouvrages, biens meubles et immeubles et installations, nécessaires au
Service de distribution publique concédé. Le Concessionnaire doit maintenir en état normal de service le
patrimoine concédé.
Le Concessionnaire a l’exclusivité de la distribution du gaz sur le territoire de la Concession. L’Autorité
Concédante garantit cette exclusivité au Concessionnaire.
Le Concessionnaire est responsable du fonctionnement du Service et le gère conformément au présent
cahier des charges. Il l'exploite à ses frais et risques. Il est notamment chargé dans le cadre du présent
cahier des charges de Concession d’assurer2 :
- la maîtrise d’ouvrage des réseaux de distribution de gaz sous réserve des droits de l’Autorité Concédante3 comprenant l’établissement, le financement des réseaux et des postes de distribution publique et de livraison, ainsi que des dispositifs de comptage ;
- le Raccordement des Clients finals et des installations de production de Gaz renouvelable ;
- l’accès aux réseaux dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires ;
- la conduite, l’exploitation, la maintenance et le renouvellement des ouvrages ;
- le comptage du gaz acheminé pour tous les utilisateurs du Réseau4 ; - la définition et la mise en œuvre des politiques d’investissement et de développement des réseaux de distribution sous réserve des droits de l’Autorité Concédante ;
- l’établissement de relations contractuelles avec les autres opérateurs de réseaux de gaz ;
- la mise en œuvre d’actions d’efficacité énergétique et d’insertion des énergies renouvelables sur le
Réseau.
Le Concessionnaire est autorisé à percevoir auprès des utilisateurs du Réseau, notamment les Clients finals,
un tarif destiné à rémunérer les obligations mises à sa charge.
L’Autorité Concédante assure le contrôle du service public et pourra obtenir du Concessionnaire les
renseignements nécessaires à l’exercice de ses droits précisés à l’Article 42.
L'Autorité Concédante, compétente en matière d'organisation des services publics locaux d'énergie, peut
convier les gestionnaires de réseaux publics d'énergie à évoquer, sous son égide, l’optimisation des choix
énergétiques, notamment dans les nouvelles zones à urbaniser. Le Concessionnaire s'engage à participer
à ces échanges dont la finalité est de veiller à préserver l'intérêt général.
2 Les missions du Concessionnaire sont fixées par les articles L.432-8 et suivants du Code de l’énergie.
3 Il s’agit des prérogatives de maitrise d’ouvrage de la collectivité concédante qui sont rappelées au 7ème alinéa de l’article L.2224-31 I
du Code général des collectivités territoriales et définies à l’article L.432-5 du Code de l’énergie qui dispose que « les autorités organisatrices du réseau public de distribution de gaz conservent la faculté de faire exécuter en tout ou en partie à leur charge, les travaux de premier établissement, d'extension, de renforcement et de perfectionnement des ouvrages de distribution ». 4 Cette mission de comptage comprend la fourniture, la pose, le contrôle métrologique, l’entretien, le renouvellement des dispositifs de
comptage et la gestion des données. Page 19 sur 200
Article 3 Moyens affectés à la Concession
Article 3.1 Ouvrages concédés
Les ouvrages concédés comprennent l’ensemble des installations fixes affectées exclusivement à la
distribution de gaz existant au moment de la signature du présent Contrat (ouvrages techniques, ainsi que
leurs emprises immobilières), dans le périmètre de la Concession tel que défini dans la Convention de
Concession ainsi que toutes celles réalisées en cours de Concession, notamment les Raccordements visés
aux Article 14 et suivants 5.
La limite des ouvrages concédés se situe :
- en amont, à la bride aval du Poste de détente transport / distribution, ou à la (les) bride(s) amont du Poste d’injection de Gaz renouvelable, ou pour les ouvrages situés à l’extérieur du périmètre de la Concession, à la limite territoriale de la Concession sauf cas particulier identifié en annexe du Contrat ;
- en aval, à l’aval du Compteur individuel ou en l’absence de Compteur, à l’Organe de coupure individuelle (inclus).
Ces ouvrages appartiennent à l’Autorité Concédante conformément à l’article L.432-4 du code de l’énergie,
à l’exclusion, d’une part, de certains équipements de comptage de type industriel qui appartiennent aux
Clients finals et, d’autre part, des biens affectés concurremment à plusieurs concessions.
Sauf stipulation contraire expresse du Contrat, tous les biens meubles et immeubles, corporels et incorporels
autres que les stocks, affectés exclusivement à la Concession, quelles qu’en soient les modalités
(acquisition, réalisation...), nécessaires au Service sont des biens de retour.
Constituent des ouvrages affectés exclusivement à la Concession notamment les biens suivants :
• Les conduites réseau (y compris les robinets, les conduites mises hors exploitation, et celles situées à
l’extérieur du périmètre de la Concession mais nécessaires exclusivement à celle-ci et mentionné dans une
convention ad hoc),
• Les Branchements et conduite d’immeuble, conduite montante, conduite de coursive, nourrice pour
Compteur, tige-cuisine,
• Les Postes de détente réseau,
• Les protections cathodiques (drainage/soutirage...),
• Les équipements de télé-exploitation fixés au Réseau,
• Les dispositifs de protection des Branchements existants,
• Les purges fixes,
• Les plaques de protection,
• Les ouvrages d’art et le génie civil,
• Les Compteurs, hormis ceux appartenant aux Clients,
• Les Postes de livraison client, hormis ceux appartenant aux Clients,
5 Il peut arriver que l’Autorité Concédante mette à la disposition du Concessionnaire d'autres immeubles que ceux mentionnés dans
l'alinéa ci-dessus. Ceux-ci restent la propriété de l'Autorité Concédante. Les conditions de leur mise à disposition sont à définir au cas par cas. Page 20 sur 200
• Les Postes d’injection
Les installations de production, de transport et de stockage du gaz ne font pas partie de la Concession.
Article 3.2 Moyens humains
Pendant toute la durée du Contrat de Concession, le Concessionnaire s’engage à disposer du personnel et
des moyens nécessaires à la bonne exécution dudit Contrat.
A ce titre, sur demande de l’Autorité Concédante ou à chaque changement majeur d’organisation, le
Concessionnaire fournit le descriptif de son organisation pour l’exécution du Service sur le territoire de la
Concession.
Article 3.3 Inventaires
Le Concessionnaire tient à jour en permanence, à ses frais, un inventaire physique et financier des biens de
la Concession. Sa mise à jour est incluse dans le Compte-Rendu d’Activité visé à l’Article 41.
Le Concessionnaire remettra gratuitement, dans un délai d’un mois à compter de la demande, à l’Autorité
Concédante les informations techniques relatives à l’état du Réseau et à sa capacité d’acheminement sur
un projet déterminé.
Article 4 Utilisation des ouvrages concédés
Le Concessionnaire a seul le droit de faire usage des ouvrages de la Concession.
Sans remettre en cause le périmètre de la Concession, il n'est pas fait obstacle à ce qu'interviennent, à la
marge, des accords locaux entre les collectivités délégantes géographiquement contigües et leurs
gestionnaires de réseaux respectifs dans le cas où l’intérêt général justifierait l’établissement d’ouvrages
franchissant les limites d’exploitation accordée au Concessionnaire.
Il peut, après concertation avec l’Autorité Concédante, les utiliser pour livrer du gaz en dehors du territoire
de la Concession, notamment pour les Gestionnaires de réseaux de distribution de rang 2 ou pour toute
utilisation complémentaire, à la condition expresse que ces livraisons ne portent aucune atteinte au bon
fonctionnement du Service concédé dans les conditions prévues au présent cahier des charges et que toutes
les obligations imposées par celui-ci soient remplies.
En tout état de cause, l’Autorité Concédante sera destinataire, sur demande de sa part, des indications
techniques et économiques représentatives des flux transités à destination des concessions situées à
l’amont et l’aval de son Réseau.
Article 5 Responsabilité du Concessionnaire
Le Concessionnaire exploite le Service dans le respect de la réglementation en vigueur en assurant la
continuité du service public de distribution de gaz.
Le Concessionnaire est seul responsable de tous accidents, dégâts et dommages de quelque nature qu’ils
soient, causés dans le cadre de l’exécution de la Concession, notamment dans le cadre de l’exécution des
travaux dont il assure la maîtrise d’ouvrage. Page 21 sur 200
Article 5.1 Responsabilité du Concessionnaire vis-à-vis de l’Autorité Concédante
La responsabilité du Concessionnaire ne saurait cependant être engagée en cas de dommage résultant
d’une faute de l’Autorité Concédante au titre de sa seule compétence d’autorité organisatrice de la
distribution de gaz ou en cas d’éléments constitutifs d’un cas de force majeure.
Le Concessionnaire fait par ailleurs son affaire personnelle de tous les risques, litiges et réclamations
pouvant survenir du fait ou à l’occasion de l’exploitation du Service et de l’exécution des prestations qui lui
sont confiées.
Sauf en cas de faute de l’Autorité Concédante, le Concessionnaire renonce, ainsi que ses assureurs, à tout
recours à l’encontre du Concédant et de ses assureurs du fait des dommages et litiges trouvant leur origine
dans l’exécution des activités du Concessionnaire. Le Concessionnaire garantit également l’Autorité
Concédante, sauf en cas de faute de cette dernière, contre tout recours d’un tiers lié à l’exécution du Contrat.
Le Concessionnaire a l’obligation de souscrire une police d’assurance Responsabilité civile. Il fournira une
attestation d’assurances sur demande de l’Autorité Concédante. Il prendra toutes les autres polices
d’assurance qu’il jugera utile pour exécuter la Concession.
Article 5.2 Laïcité et neutralité du service public
Conformément au I de l’article 1er de la loi n°2021-1109 du 24 août 2021 confortant le respect des principes
de la République, le concessionnaire, auquel la loi (les articles L.111-53 et L.121-32 du code de l’énergie)
confie l’exécution des missions de service public faisant l’objet du présent contrat, dans les conditions fixées
par la loi et précisées par ce dernier, est tenu d’assurer l’égalité des usagers devant le service public et de
veiller au respect des principes de laïcité et de neutralité du service public.
Il prend les mesures nécessaires à cet effet et, en particulier, il veille à ce que ses agents ou toutes autres
personnes sur lesquelles il exerce une autorité hiérarchique ou un pouvoir de direction, lorsqu’ils participent
à l’exécution du service concédé :
- s’abstiennent de manifester leurs opinions politiques ou religieuses ;
- traitent de façon égale toutes les personnes, en particulier les clients du service ;
- respectent la liberté de conscience et la dignité de ces personnes.
Le cas échéant, il veille à ce que les personnes auxquelles il confie une partie de l’exécution du service
faisant l’objet du présent contrat s’assurent du respect de ces obligations.
La loi précitée prévoit que des dispositions réglementaires applicables au concessionnaire en sa qualité
d’organisme de droit privé en charge d’un service public viennent préciser les modalités de contrôle et de
sanction des obligations ci-dessus.
Dans l’hypothèse où ces dispositions réglementaires impliqueraient une évolution du présent contrat, les
parties se concerteront afin de le mettre en conformité avec ces dispositions par la signature d’un avenant.
Article 6 Redevances de Concession
Article 6.1 Redevance de fonctionnement R1
La redevance de fonctionnement, désignée ci-après par le terme R1, a pour objet de financer les frais
supportés par l’Autorité Concédante en vue de lui permettre d’exercer ses compétences visées au I de
l’article L2224-31 du Code général des collectivités territoriales et notamment dans les domaines suivants :
- contrôle de la Concession,
- suivi des travaux du Concessionnaire, Page 22 sur 200
- conciliation en cas de litige entre les Clients Finals et le Concessionnaire,
- actions en matière de sécurité notamment auprès des Clients Finals,
- information des Usagers sur le Service concédé,
- études générales sur l’évolution du Service concédé (développement des usages, injection de Gaz
renouvelable, …),
A) Le terme R1 est donné au titre de l’année N, en euros, par la formule suivante :
[(600*NC)+ [(1,57*C1) + (3,77*C2) + (60*C3)] + (23,8*L) + (5000*M1+750*M2)] x [0,01*D + 0,8] x K x [0,15
+ 0,85 x IngN/Ing0]
Le terme R1 est arrondi au dixième d’euro selon les normes comptables en vigueur.
B) Au titre d’une année N, la détermination du terme R1 fait intervenir les valeurs suivantes :
• NC est le nombre de communes et pour les Communes Nouvelles6, le nombre de communes qui, à la veille de la création des Communes Nouvelles, sont desservies en gaz et comprises dans le périmètre défini dans l’article 3 de la Convention du Contrat de Concession. NC évoluera à chaque extension réalisée prévue à l’article 3 de la convention.
A la date d’entrée en vigueur du Contrat de Concession, NC = 23
• Ci est le nombre de Clients de la Concession tel que Ci = C1 + C2 + C3 avec :
o C1 = nombre de Clients dont la Consommation Annuelle de Référence7 (CAR) est comprise
entre 0 et 20 MWh exclus. Ce terme valorise le nombre de clients de type « résidentiels
individuels ».
o C2 = nombre de Clients dont la Consommation Annuelle de Référence (CAR) est comprise
entre 20 et 300 MWh exclus. Ce terme valorise le nombre de clients de type « collectifs »
ou « tertiaires ».
o C3 = nombre de Clients dont la Consommation Annuelle de Référence (CAR) est supérieure
ou égale à 300 MWh. Ce terme valorise le nombre de clients de type « grands collectifs »
ou « industriels ».
• L est la longueur totale, exprimée en kilomètres, des canalisations de distribution du Réseau
concédé au 31 décembre de l'année N-1, dans la base technique cartographique (SIG).
• M1 : est le nombre d’installations de production de Gaz renouvelable sur la Concession ou
raccordées au Réseau de la Concession et qui injecte pour la première fois dans le Réseau concédé
entre le 1er janvier et le 31 décembre de l’année N-1.
• M2 : est le nombre d’installations de production de Gaz renouvelable sur la Concession ou
raccordées au Réseau de la Concession et qui ont injecté pour la première fois dans le Réseau
concédé avant le 1er janvier de l’année N-1 et toujours en service.
6 Communes créées en application des dispositions des articles L2113-1 et suivants du Code général des collectivités territoriales
7 La Consommation Annuelle de Référence (CAR) est l’estimation de la consommation annuelle d’un PCE en année climatiquement
moyenne. La procédure d’affectation et de changement de la CAR est définie par le « Groupe de Travail Gaz 2007 » sous l’égide de la Commission de Régulation de l’Energie et est disponible en accès libre sur le site du https://www.gtg2007.com. Page 23 sur 200
• D est la durée du Contrat de Concession exprimée en nombre d’années, fixée à l’article 2 de la
Convention de Concession
• K est un coefficient déterminé une seule fois à la date d’entrée en vigueur du Contrat de
Concession, et pour toute la durée d’application de la formule de redevance, tel que :
o K = 1 si le montant de la redevance résultant de la présente formule est supérieur ou égal
au montant de la redevance qui serait dû au titre du contrat précédent pour une durée
identique ;
o K > 1 si le montant de la redevance résultant de la présente formule est inférieur au
montant de la redevance qui serait dû au titre du contrat précédent pour une durée
identique. Dans ce cas, le coefficient K est déterminé de façon à ce que le montant de la
redevance résultant de la présente formule soit égal au montant de la redevance qui serait
dû au titre du contrat précédent pour une durée identique ;
A la date d’entrée en vigueur du Contrat de Concession, K = 1
• IngN est la valeur de l'index ingénierie tel que publié par l’INSEE du mois de septembre de l'année
N-1
• Ing0 = 116,6 soit la valeur de l'index ingénierie tel que publié par l’INSEE du mois de septembre 2019
(Index divers de la construction - ING - Ingénierie - Base 2010 - Identifiant 001711010)
• la bonification liée (terme T) au regroupement des différents contrats de concession existants sur le
périmètre de l’Autorité Concédante rappelé à l’article 3 de la Convention et qui sera achevé à
l’échéance de la Convention de Concession.
Au cas où l'un des indices composant la formule d’indexation mentionnée ci-dessus ne serait plus publié, et
à défaut d’indice de remplacement, le Comité National de Suivi visé au Préambule publiera un avis sur son
remplacement par un nouvel indice équivalent. L’Autorité concédante et le Concessionnaire formaliseront
leur accord, par un simple échange de lettre.
La redevance R1 fait l'objet d'un état détaillé qui présente notamment les différentes valeurs des termes de
la formule de calcul et qui est adressé par le Concessionnaire à l’Autorité Concédante avant le 30 avril de
l'année au titre de laquelle elle est due.
La redevance R1 est versée par le Concessionnaire avant le 30 juin de l’année N, après établissement d’un
titre de recettes par l’Autorité Concédante reçu au plus tard le 1er juin de l’année N.
Si ce titre est reçu après le 1er juin, le Concessionnaire dispose d’un délai de trente jours pour verser la
redevance. En cas de retard de paiement, uniquement imputable au Concessionnaire, il sera appliqué des
intérêts de retard au taux légal majoré de cinq points. Le retard est calculé entre la date de versement effectif
et la plus tardive des deux dates : 30 juin ou trente jours après la date de réception du titre de recettes.
Pour la détermination du montant de la redevance R1 à verser au titre de l’année calendaire au cours de
laquelle le Contrat est devenu exécutoire et de son année d’expiration, le calcul s’effectue au prorata
temporis à partir de la date à laquelle le Contrat est devenu exécutoire ou est échu.
Article 6.2 Redevance d’investissement R2
Cette redevance représente une fraction des dépenses d’investissement engagées par l’Autorité
Concédante pour réaliser sous sa maîtrise d’ouvrage les travaux de premier établissement, d’Extension, de
renforcement du Réseau, notamment ceux nécessités par les opérations de Raccordement ou de Page 24 sur 200
modernisation des ouvrages. La maîtrise d’ouvrage de l’Autorité Concédante peut notamment s’exercer dans
les conditions visées au point 4) du 2)ème alinéa de l’Article 15.
Cette redevance peut également représenter une fraction des dépenses d’investissement de l’Autorité
Concédante permettant de mettre en œuvre des expérimentations menées dans l’intérêt du Réseau et en
vue d’atteindre les engagements de transition énergétique pris aux différents échelons territoriaux,
notamment ceux liés au développement du Gaz renouvelable ou de l’hydrogène renouvelable ou bas-
carbone.
Dans les cas où l’Autorité Concédante souhaite mettre en œuvre les dispositions du présent article, les
Parties se rencontrent pour préciser la nature des travaux concernés, les conditions techniques et les
modalités financières conformément aux textes applicables. L’accord des Parties est alors formalisé dans
une convention portée en annexe du présent Contrat.
Article 7 Services aux Clients finals
Le Concessionnaire fournit aux Clients finals un service efficace et de qualité dans le respect des principes
de transparence, de non-discrimination, d’objectivité et de confidentialité en vigueur.
Les prestations du Concessionnaire sont détaillées dans le Catalogue des prestations visé à l’annexe 9.
Dans le respect de ces principes, le Concessionnaire pourra personnaliser ses services.
Les prestations proposées par le Concessionnaire au-delà du champ du service public concédé ou celles
réalisées à la demande des Clients finals ou des fournisseurs et non visées au Catalogue font l’objet d’une
facturation à l’acte sur devis.
Le Concessionnaire et l’Autorité Concédante doivent répondre favorablement à toute demande de tiers
visant à prendre connaissance du Contrat de Concession et à connaître les droits et obligations qui en
découlent. Page 25 sur 200
II. SECURITE, SURVEILLANCE ET MAINTENANCE DU RESEAU
Article 8 Sécurité des personnes et des biens
En application du Code de l’énergie et conformément aux dispositions de l’arrêté du 13 juillet 2000
modifié portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations ou à tout
autre dispositif qui s’y substituerait, le Concessionnaire est tenu d’assurer la sécurité et la surveillance
du Réseau concédé.
Le Concessionnaire exécute le service qui lui est concédé, en plaçant la sécurité des personnes et des
biens parmi les priorités de ses actions.
En particulier, le Concessionnaire réalise les actions suivantes dont il rend compte annuellement à
l’Autorité Concédante :
- Surveillance des ouvrages en Concession ;
- Mise en place d’une politique de maintenance, d’adaptation et de modernisation des ouvrages ;
- Fiabilisation des données, y compris cartographiques, des ouvrages.
Le Concessionnaire respecte les obligations réglementaires de sécurité pour la conception, la
construction, la mise en service, l’exploitation et la maintenance du Réseau de distribution publique de
gaz. Il met en œuvre les moyens nécessaires pour que les canalisations et les équipements abandonnés
ou non exploités ne puissent présenter un risque pour la sécurité des personnes et des biens,
conformément à la réglementation en vigueur.
A cette fin, le Concessionnaire s’engage à :
- réceptionner de façon permanente les informations à caractère d’urgence signalées soit par des
moyens propres au Concessionnaire, soit par des tiers alertés notamment par l’odeur caractéristique
du gaz ;
- veiller à la bonne application de la réglementation en vigueur relative aux travaux à proximité des
réseaux souterrains, notamment en termes de précision de la cartographie, en conformité avec
l’arrêté du 15 février 2012 pris en application du chapitre IV du titre V du livre V du code de
l'environnement relatif à l'exécution de travaux à proximité de certains ouvrages souterrains, aériens
ou subaquatiques de transport ou de distribution et modifié le 26 octobre 2018 ;
- veiller à la formation des services de secours et à la diffusion d’informations auprès de l’Autorité
Concédante relatives aux procédures d’urgence et de gestion de crise ;
- faciliter par tout moyen approprié l’information des tiers permettant d’alerter le service d’urgence.
Le Concessionnaire met à la disposition des services départementaux d’incendie et de secours (SDIS
ou équivalent) des plans indiquant les zones desservies en gaz, tels que plans de zonage, plans à
l’échelle compatible avec les besoins de ces services.
Une formation adaptée est proposée par le Concessionnaire à l’intention des responsables des centres
de secours. Le Concessionnaire se tient à la disposition de ces responsables dans la formation que les
centres de secours délivrent à leurs équipes.
Le Concessionnaire s’engage à proposer, si elle n’existe pas déjà, une convention à conclure avec le
SDIS afin de définir la coopération en matière d’information, de formation et d’organiser la coordination
des interventions avec les centres de secours locaux. Cette convention est transmise à l’Autorité
concédante sous un délai d’un mois suivant sa signature. La même procédure sera adoptée pour
l’actualisation de ladite convention. Page 26 sur 200
Article 9 Surveillance du Réseau
Le Concessionnaire procède à des inspections régulières du Réseau afin de connaître l’état du
patrimoine et d’identifier et de localiser les risques de défaillance, conformément à la réglementation en
vigueur.
A ce titre, le Concessionnaire assure notamment la détection des fuites éventuelles sur le Réseau, le
bon fonctionnement des organes de coupure et des divers appareils et des installations de protection
cathodique par le biais d’une action de surveillance et de maintenance périodique.
Le Concessionnaire fournit à l’Autorité Concédante, dans le cadre du Compte-Rendu d’Activité visé à
l’Article 41, une synthèse des incidents survenus sur le Réseau et une description des incidents
significatifs8. De plus, les indicateurs majeurs de sécurité et de maintenance sont restitués sous forme
graphique (« Radar Sécurité ») permettant une visualisation synthétique des résultats dans ces
domaines.
Cette synthèse est complétée par la mise à disposition de la liste exhaustive de tous les signalements
d'aléas d'exploitation (type d’incident, date, nature, siège du défaut et type d’ouvrage concerné).
Pour les incidents significatifs tels que visés ci-dessus, le Concessionnaire communique à l’Autorité
Concédante un compte-rendu d’incident et le cas échéant l’analyse afférente au plus près de la
survenance de l’incident, selon des modalités convenues localement.
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire peuvent convenir de conditions complémentaires et de
modalités spécifiques dans le cadre de l’annexe 1, dont notamment la communication annuelle à
l’Autorité Concédante des caractéristiques des réseaux surveillés (détail par commune / matière /
pression / année de pose des linéaires surveillés au moins une fois dans l’année) et l’analyse annuelle
d’un échantillon d’aléas d’exploitation établi conjointement.
Article 10 Entretien et maintenance
En application du code de l’énergie, de l’arrêté du 13 juillet 2000 modifié précité ou de tout autre dispositif
qui s’y substituerait, le Concessionnaire réalise les opérations d’entretien, de maintenance préventive et
de maintenance curative permettant de conserver les biens concédés en bon état de fonctionnement.
Le Concessionnaire fournit à l’Autorité Concédante, dans le cadre du Compte-Rendu d’Activité visé à
l’Article 41, une synthèse des opérations d’entretien et de maintenance réalisées. De plus, les indicateurs
majeurs de sécurité et de maintenance sont restitués sous forme graphique (« Radar Sécurité »)
permettant une visualisation synthétique des résultats dans ces domaines.
Cette synthèse est complétée par la mise à disposition de données détaillant, par type d’ouvrages et par
commune de la Concession : le nombre de visites de maintenance réalisées et à réaliser, ainsi que la
conformité aux délais réglementaires lorsqu’ils sont spécifiés par la réglementation en vigueur.
8 Un incident est dit significatif lorsqu’il entraîne une coupure de la distribution de gaz pour au moins 500 clients et/ou au moins une
victime. Page 27 sur 200
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire peuvent convenir de conditions complémentaires et de
modalités spécifiques dans le cadre de l’annexe 1, dont notamment la liste des ouvrages (Postes de
détente, robinets de réseau, Branchements Collectifs) visités dans l’année.
Le Concessionnaire s’appuie à cette fin sur un outil informatique de gestion de la maintenance
permettant de recueillir les données et d’en assurer une traçabilité.
Article 11 Gestion du risque industriel
En application de l’arrêté du 13 juillet 2000 modifié précité complété des cahiers de charges édictés pour
son application ou de toutes autres dispositions s’y substituant, le Concessionnaire a développé, à
l’échelle de sa zone de desserte nationale, une méthode de gestion du risque industriel.
La méthode consiste à identifier et hiérarchiser, en fonction de leur vulnérabilité potentielle, les familles
d’ouvrages (types d’ouvrages associés à leur matière comme par exemple : canalisation fonte ductile,
conduite d’immeuble/conduite montante-plomb, …), puis à identifier les sous-ensembles d’ouvrages à
moderniser en priorité en fonction de leurs caractéristiques techniques et/ou de leur environnement
spécifique.
Cette analyse est reconduite périodiquement, à partir d’un retour d’expérience pluriannuel, permettant
de confirmer et/ou faire évoluer les cibles principales de traitement.
Les cibles principales de traitement (ouvrages / matière / configuration / environnement) présentes sur
la Concession sont intégrées au programme d’investissements du Concessionnaire et au Schéma
Directeur et aux Programmes Pluriannuels visés à l’Article 40.
Le Concessionnaire s’engage à informer l’Autorité Concédante des évolutions de la méthode de gestion
du risque industriel et de ses conclusions et à intégrer les évolutions éventuelles des cibles principales
de traitement au Schéma Directeur visé à l’Article 40.2 et aux Programmes Pluriannuels visés à l’Article
40.3.
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire peuvent convenir de modalités spécifiques de
communication de ces évolutions de méthode dans le cadre de l’annexe 1.
Article 12 Intervention à proximité des réseaux souterrains
Le Concessionnaire s’engage à respecter les obligations incombant aux exploitants de réseaux, aux
exécutants de travaux et au « responsable d’un projet9 » lorsque c’est le cas, en application des
dispositions réglementaires en vigueur.
En tant qu’exploitant de réseau, le Concessionnaire s’engage à répondre conformément à la
réglementation aux demandes de tiers d’intervenir à proximité des ouvrages de distribution de gaz, en
donnant les informations disponibles sur l’existence de ces ouvrages.
Par ailleurs, le Concessionnaire propose, avec l’appui de l’Autorité Concédante, des actions de
sensibilisation à destination des entreprises intervenant à proximité des réseaux souterrains sur le
9 Au sens de l’article L. 554-2 du code de l’environnement et du décret n° 2010-1600 du 20 décembre 2010 relatif au guichet unique Page 28 sur 200
territoire de la Concession. Il s’engage à accompagner, dans le cadre de conventions spécifiques, toute
démarche de prévention des dommages aux ouvrages souterrains initiée par l’Autorité Concédante.
Article 13 Actions d’information des Clients finals
Dans le respect de ses missions de distributeur, le Concessionnaire donne, notamment lors de la mise
en service d’installations nouvelles, les renseignements utiles sur l’utilisation et les caractéristiques
essentielles du gaz distribué en matière de sécurité par la mise en œuvre de moyens adaptés : envoi ou
remise de document, ou tout autre moyen pédagogique qui lui serait substitué et dont l’objet serait
identique.
Il est toutefois rappelé que le Concessionnaire, d’une façon générale, ne peut être tenu pour responsable
des défectuosités des Installations intérieures conformément à l’Article 25 et ne peut se substituer aux
installateurs en matière d’information sur le fonctionnement des appareils mis en service par ceux-ci. Page 29 sur 200
III. RACCORDEMENT DES CLIENTS FINALS AU RESEAU
CONCEDE
Le présent chapitre traite des Raccordements de Clients finals.
Le Raccordement au Réseau d’une installation de Producteur de Gaz renouvelable est traité à l’Article 49.
Article 14 Principes généraux de Raccordement des Clients finals au Réseau
Conformément au code de l’énergie, les Raccordements des Clients finals s’effectuent en priorité sur le
Réseau public de distribution, sauf si l’importance du volume de consommation envisagé ne permet pas le
Raccordement sur ce Réseau. Dans ce cas, le Raccordement du Client Final peut s’effectuer sur le réseau
de transport, en application de l’article L.453-1 du code de l’énergie, sous réserve de l’accord du
Concessionnaire du Réseau de distribution et de l’Autorité Concédante.
Préalablement à la réalisation d’une opération de Raccordement, le Concessionnaire établit un état précis
des ouvrages nécessaires au Raccordement de tout nouveau Client final qu’il lui communique. Cet état
mentionne notamment les caractéristiques du point de livraison du gaz pour le ou les demandeurs de
Raccordement, et le cas échéant, tout ou partie de l’Extension de la canalisation principale de distribution
publique dès lors qu’elle n’est pas présente au droit de l’emplacement envisagé du Poste de livraison ou du
Compteur10.
Pour calculer le montant d’une opération de Raccordement, le Concessionnaire prend en compte l’ensemble
des coûts induits par la demande de Raccordement sur la base de leurs montants réels ou d’un forfait. Ces
coûts s’ajoutent aux frais de Branchement éventuellement dus par le Client final11.
Les conditions et méthodes de calcul des opérations de Raccordement ont été approuvées par le ministre
chargé de l’énergie et sont décrites à l’annexe 7.
Les modalités de Raccordement au Réseau seront définies dans les conditions précisées à l’annexe 10.
Article 15 Extension du Réseau concédé pour le Raccordement de Clients finals
Les Extensions du Réseau correspondant à l'établissement d'installations de distribution dans les parties du
territoire de la Concession non encore desservies seront, à la mise en exploitation, incorporées dans les
ouvrages en Concession.
Une Extension peut être réalisée selon les modalités suivantes :
1) Le Concessionnaire est tenu de réaliser à ses frais une Extension dès lors que le ratio B/I de l'opération est égal ou supérieur à la valeur seuil définie par la réglementation en vigueur ;
10 Cette obligation résulte de l’article R.453-3 du Code de l’énergie.
11 Conformément à l’article R.453-4 du Code de l’énergie. Page 30 sur 200
2) Lorsque ce seuil n'est pas atteint, une Participation peut être sollicitée auprès du ou des demandeurs12 13 ;
3) Pour atteindre cette valeur seuil, l'Autorité Concédante peut choisir, soit de réaliser elle-même une partie des travaux (par exemple, remise gratuite de tranchée), soit d'assurer la rentabilité de l'opération en apportant une contribution financière14, en application de l’article R.432-10 du Code de l’énergie, en tenant compte le cas échéant de la Participation du demandeur ;
4) Alternativement, lorsque le ratio B/I est inférieur à la valeur seuil, l’Autorité Concédante peut choisir de réaliser l’Extension sous sa maîtrise d’ouvrage. Les ouvrages ainsi construits seront remis au Concessionnaire selon les conditions de la convention visée à l’Article 6.2.
Dans les cas 1) à 3) ci-dessus, les éléments de calcul du ratio B/I sont tenus à la disposition de l’Autorité
Concédante sous réserve du respect de la législation en vigueur concernant la confidentialité des données.
Pour mettre en œuvre le cas 3) ci-dessus, le Concessionnaire transmettra préalablement à l’Autorité
Concédante les éléments de calcul du ratio B/I sous la même réserve.
I - Extensions sans contribution financière de l'Autorité Concédante
Outre les frais de Branchement définis à l'Article 16, les demandeurs acquittent le montant de leur
Participation aux frais de premier établissement.
Conformément à la réglementation en vigueur15, lorsqu’une participation financière a été demandée au
premier bénéficiaire d’une opération de Raccordement sur la base des coûts réels, tout Branchement
ultérieur d’un ou de nouveaux bénéficiaires dans une période maximale de huit ans sur la partie du Réseau
concernée donne lieu à un remboursement par le Concessionnaire à ce premier bénéficiaire.
Le montant du remboursement à effectuer est calculé en appliquant la formule suivante :
Sr = M(8-N)/8xPc/Pt
Sr : somme à rembourser par le Concessionnaire au premier bénéficiaire,
M : montant non actualisé de la Participation initiale supportée par le premier bénéficiaire, en
application du cas 2) ci-dessus,
N : nombre d’années écoulées depuis la Participation initiale du premier bénéficiaire,
Pc : débit du Compteur du nouveau Client final,
Pt : somme des débits maximums de l’ensemble des Compteurs de tous les bénéficiaires
potentiels.
Lorsqu'une desserte exige la création d'un ou de plusieurs Postes de détente, le propriétaire ou les
organismes constructeurs mettent à la disposition du Concessionnaire les terrains ou s'ils le préfèrent les
12 La Participation du demandeur est calculée conformément aux articles R.453-1 et suivants du Code de l’énergie.
13 En application des articles R.453-1 et R.453-2 du Code de l’énergie, cette Participation peut être versée selon deux modalités :
- dans le cadre de l’autorisation d’urbanisme en application de l’article L.332-15 du Code de l’urbanisme
- dans le cadre d’un accord du demandeur sur proposition technique et financière du Concessionnaire
14 L’octroi de cette contribution financière est réalisé dans les conditions définies par l’article L.432-7 du Code de l’énergie et par l’arrêté
du 28 juillet 2008 fixant le taux de référence pour la rentabilité des opérations de desserte gazière mentionné à l’article 36 de la loi n°2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie.
15 Il s’agit de l’article R.453-5 du Code de l’énergie. Page 31 sur 200
locaux adéquats nécessaires, conformément aux dispositions légales16. Ces locaux doivent être d'accès
permanent aux agents qualifiés ou mandatés par le Concessionnaire. Les dégagements doivent être
suffisants pour permettre à tout moment le passage du matériel et la mise en œuvre de l'outillage nécessaire.
II - Extensions avec contribution financière de l'Autorité Concédante
Conformément à la réglementation en vigueur, l’Autorité Concédante peut apporter une contribution
financière au Concessionnaire pour financer une partie des coûts d’investissement liés à l’extension du
Réseau.
Les conditions financières accompagnant la réalisation de ces Extensions sont définies dans une convention
à conclure préalablement à la réalisation des travaux entre l’Autorité Concédante et le Concessionnaire.
Cette contribution financière ne rentre pas dans l’assiette de calcul du terme R2 de la redevance mentionné
à l’Article 6.2.
Au terme de délais fixés dans la convention à compter de la réalisation de l’opération, une ou plusieurs
nouvelles étude(s) de ratio B/I est (sont) effectuée(s) par le Concessionnaire. Cette (ces) étude(s) prend
(prennent) en compte :
- les valeurs réellement constatées s’agissant des investissements, des volumes de gaz acheminés, du nombre de Clients finals sur les années écoulées ;
- les perspectives de consommation et d’investissement des années restant à courir telles que fixées dans l’étude initiale ;
- les hypothèses utilisées pour l’étude de ratio B/I initiale s’agissant du taux d’actualisation, du tarif d’acheminement applicable et du montant des dépenses d’exploitation par Client final.
Le Concessionnaire communique à l’Autorité Concédante les éléments de calcul de(s) l’étude(s) de ratio B/I.
Parmi ces éléments, ceux qui présentent un caractère d’information commercialement sensible sont transmis
à l’agent en charge du contrôle habilité ou assermenté suivant la réglementation en vigueur.
Si le résultat de la ou de l’une des nouvelles études de ratio B/I est meilleur que l’étude initiale, le
Concessionnaire rembourse à l’Autorité Concédante tout ou partie des sommes engagées.
Ce remboursement est effectué en une seule fois dans un délai maximal de six mois à compter de l’envoi
d’un titre de recettes par l’Autorité Concédante, dans la limite du montant de sa contribution réévalué de
l’indice ING entre l’année de mise en gaz et l’année du remboursement.
Le Concessionnaire produit un compte rendu financier attestant de la conformité des dépenses affectées
aux travaux effectués. Ce dernier est intégré dans le cadre du Compte-Rendu d’Activité visé à l’Article 41 et
établi conformément aux dispositions des articles D.2224-48 et suivants du Code général des collectivités
territoriales.
16 Les dispositions légales actuellement en vigueur sont celles qui figurent à l'article R.332-16 du Code de l'urbanisme. Page 32 sur 200
Article 16 Branchements
Article 16.1 Réalisation
Le Concessionnaire exécute ou fait exécuter sous sa responsabilité la réalisation des travaux de
Branchement Individuel et s’agissant d’un Branchement Collectif, la liaison entre la conduite de distribution
publique et l’Organe de coupure générale de l’immeuble.
Le prix du Branchement est fixé au Catalogue des prestations (annexe 9).
Ce prix peut être constitué en tout ou partie d’un forfait.
Article 16.2 Maintenance et renouvellement
Le Concessionnaire assure la maintenance et le renouvellement des Branchements, sous réserve des
dispositions de l’Article 17 s’agissant de la partie des Branchements Collectifs située en aval de l’Organe de
coupure générale (CICM).
Les modifications ou suppressions de Branchements sont à la charge du demandeur, sauf lorsque ces
opérations sont entreprises dans l’intérêt du domaine public occupé et conformément à la destination de ce
domaine. Le prix est établi dans l’offre de modification ou de suppression de Branchement, conformément
au Catalogue des prestations du Concessionnaire, en fonction du coût réel des travaux.
Les propriétaires des immeubles desservis doivent garantir aux agents qualifiés ou mandatés par le
Concessionnaire un accès permanent aux ouvrages, moyennant une information préalable.
Article 17 Conduites d’Immeubles et Conduites Montantes
Pour la partie des Branchements Collectifs située en aval de l’Organe de coupure générale (CICM), les
travaux des nouvelles installations sont exécutés au choix du propriétaire de l’immeuble par ce dernier ou
alternativement par le Concessionnaire. Lorsqu'elles ne sont pas réalisées par le Concessionnaire, les
installations constituant la ou les CICM sont remises gratuitement à ce dernier pour les intégrer dans les
ouvrages concédés inventoriés.
Si la loi le prévoit et selon les conditions prévues par elle, le Concessionnaire intègre dans les ouvrages
concédés les CICM existantes remises gratuitement par les propriétaires et qui n’en font pas partie à la date
d’entrée en vigueur du présent Contrat.
Les propriétaires des immeubles desservis doivent garantir aux agents qualifiés ou mandatés par le
Concessionnaire un accès permanent aux CICM, moyennant une information préalable.
Le Concessionnaire est chargé des obligations de surveillance et de maintenance des CICM dans la mesure
où elles font partie du domaine concédé. Pour faciliter l’exécution de ces dispositions, l’Autorité Concédante
fait ses meilleurs efforts pour faciliter l’accès du Concessionnaire aux coordonnées des syndics de
copropriété des immeubles concernés.
Dans tous les cas, les travaux concernant les Aménagements généraux (portes pare-feu, aérations haute et
basse des placards techniques gaz, gaine technique, etc.) sont à l’entière charge du propriétaire. Page 33 sur 200
IV. TRAVAUX SUR LE RESEAU CONCEDE
Article 18 Conditions générales d’exécution des travaux
Sans préjudice de la faculté dont dispose l’Autorité Concédante d’exécuter en tout ou partie à sa charge les
travaux relatifs aux ouvrages de distribution en application de l’article L.432-5 du Code de l’énergie, le
Concessionnaire est chargé de définir et mettre en œuvre les politiques d’investissement et de
développement des réseaux et ainsi a le droit17 de créer, d'étendre, de renforcer, de renouveler, d'entretenir
ou de maintenir tous les ouvrages et équipements utiles à la distribution publique du gaz18.
Le Concessionnaire doit se conformer aux dispositions législatives et réglementaires en vigueur, ainsi qu’aux
règlements de voirie édictés dans le cadre du code de la voirie routière.
Il est notamment rappelé que le Concessionnaire, dans le cadre des dispositions du code de la voirie routière,
est tenu de transmettre à l’autorité compétente en matière de voirie un « programme des travaux qu'il
envisage de réaliser ainsi que le calendrier de leur exécution » en application de l’article L.115-1 dudit code
et dans le respect des conditions de délais fixées à l’article R.115-1 du même code, dans un objectif de
minimisation des impacts, de prévision et de rationalisation des interventions. Ce même programme sera
communiqué à l’Autorité Concédante et au maire de la commune concernée.
Les travaux peuvent être momentanément suspendus sur l'ordre de l’autorité de police chaque fois que la
sécurité publique l'exige.
Article 19 Coordination de voirie
Le Concessionnaire s’engage à participer aux dispositifs mis en place par l’Autorité Concédante et/ou le
gestionnaire de voirie pour optimiser la programmation de ses travaux, les opportunités et les mutualisations
de chantiers avec les autres gestionnaires de services publics dans le but de limiter autant que possible la
gêne occasionnée par ses chantiers.
Le Concessionnaire met à la disposition de l’Autorité Concédante et/ou du gestionnaire de voirie les
informations utiles dont il dispose relatives à la coordination de voirie. Le cas échéant, le Concessionnaire
s’engage à utiliser, sous un délai convenu, les données et/ou outils informatiques mis à sa disposition par
l’Autorité Concédante et/ou le gestionnaire de voirie.
17 Quand un aménageur est amené à établir des ouvrages destinés à entrer dans la Concession, la collectivité (autorité concédante ou
collectivité responsable de l'aménagement) préserve les droits du Concessionnaire au moyen d'une convention conclue avec ledit aménageur.
18 L’autorité concédante est susceptible d’apporter son concours au Concessionnaire pour lui permettre d'obtenir les autorisations
nécessaires à l'établissement des ouvrages ou des canalisations à poser sur ou sous les voies ou autres éléments des domaines publics. L’autorité concédante peut également apporter son concours au Concessionnaire pour faciliter l'acquisition, l'usage ou l'aménagement de terrains, immeubles ou locaux y compris pour l'établissement des équipements techniques du Réseau concédé et, en particulier, des postes de détente. Page 34 sur 200
Article 20 Protection de l’environnement
Le Concessionnaire s'engage à ce que les travaux d’extension, de renforcement, de renouvellement du
Réseau concédé se fassent dans des conditions qui respectent la qualité de l'environnement et la
conservation du domaine public.
I - Environnement visuel
A cet effet, les emplacements, les formes, les matériaux et les couleurs de tout nouveau coffret, poste ou
enveloppe préfabriquée (y compris lors de leur renouvellement) faisant partie de la Concession et dont le
Concessionnaire sera maître d'ouvrage, seront choisis par celui-ci en accord avec l’Autorité Concédante et
les autorités compétentes, de manière à obtenir une juste adéquation entre leur coût, leur bonne intégration
dans l'environnement et la conservation du domaine public.
Des conventions particulières pourront prévoir le soutien que le Concessionnaire pourrait apporter à des
initiatives prises par l’Autorité Concédante pour des actions visant à améliorer la qualité de l'environnement
et la conservation du domaine public.
L'engagement du Concessionnaire porte particulièrement sur :
- la qualité de l'insertion des coffrets de comptage19 ;
- les postes de détente pour lesquels, outre la qualité de leur insertion, le Concessionnaire veillera à minimiser les éventuelles nuisances sonores ;
- la qualité des réfections de voirie ;
- le maintien en état de propreté des coffrets de comptage et leur ouvrant ainsi que, d’une manière générale, les enveloppes et les enceintes des ouvrages émergeants qu’il exploite ou qu’il loue.
Dans les sites relevant d’une protection spécifique (immeubles et sites classés ou inscrits, parcs et réserves
naturels, secteurs sauvegardés, zones de protection du patrimoine architectural et urbain), le
Concessionnaire s’engage à rechercher et mettre en œuvre les solutions de dissimulation les mieux
adaptées, en liaison avec les parties concernées et dans le respect des exigences réglementaires de sécurité
applicables. Dans ce cas, le Concessionnaire prendra à sa charge les frais supplémentaires.
II - Impact sonore
Le Concessionnaire s’engage à ce que tous les ouvrages de détente de distribution publique de gaz qui
seront créés ou renouvelés soient équipés de régulateurs à faible niveau de bruit selon les règles et normes
en vigueur au moment de la création ou du renouvellement. Ces dispositions pourront être complétées le
cas échéant dans l’annexe 1.
Le Concessionnaire diminuera le bruit produit par les premiers étages de détente du Réseau concédé que
lui signale l’Autorité Concédante comme constituant une gêne pour les riverains, dès lors que le niveau
sonore de ces ouvrages dépasse le plafond réglementaire20. Le Concessionnaire s’engage à réaliser les
travaux correspondants dans les meilleurs délais compatibles avec ses impératifs techniques et financiers,
19 Dans l'annexe 1 au présent cahier des charges, les Parties pourront s'accorder sur les modalités de choix et de financement de ces
coffrets dans les sites relevant d'une protection spécifique : périmètres de protection des monuments historiques classés, sites classés, etc.
20 Ce plafond réglementaire est celui fixé par les normes en vigueur au moment de la mise en service du poste. Page 35 sur 200
sans que le délai courant à compter de la notification de la réclamation soit supérieur à un an.
Article 21 Travaux et modification
I – Travaux sur le Réseau
Sont à la charge du Concessionnaire :
1. les travaux de renforcement destinés à faire face à un accroissement de la consommation en respectant les caractéristiques du gaz distribué figurant à l'Article 26 et dans les Prescriptions techniques du Distributeur visées à l’annexe 11. Cependant, si l’étude de saturation du Réseau établit la nécessité d’un renforcement du Réseau directement imputable à un projet d’Extension et/ou de Branchement sous un délai de trois ans à compter de la mise en service, ce renforcement est pris en compte dans la part investissement du calcul du ratio B/I visé à l’Article 1521.
Par exception, les renforcements visés à l’article L.453-9 du code de l’énergie sont pris en charge par le Concessionnaire dans les conditions et limites définies par les textes réglementaires pris pour son application22.
2. les travaux de maintenance et de modernisation.
3. les travaux de mise en conformité des ouvrages avec les règlements techniques en vigueur.
II - Modification de réseaux sur le domaine public
II.1. Modifications à l'initiative du Concessionnaire
Lorsque le Concessionnaire exécute, à son initiative, des travaux entraînant des déplacements ou des
modifications d'ouvrages ne faisant pas partie de la Concession, il prend en charge toutes les dépenses
afférentes aux déplacements et aux modifications de ces ouvrages. Le Concessionnaire peut toutefois
demander à leur propriétaire le financement de la partie de ces dépenses qui correspondrait à une
amélioration des ouvrages déplacés ou modifiés sous réserve qu'il y ait eu accord préalable avec lui.
II.2. Modifications à l'initiative de tiers ou de l’Autorité Concédante
II.2.1 Modifications dans l’intérêt du domaine public occupé
Le Concessionnaire ne peut réclamer aucune indemnité pour les déplacements ou les modifications des
installations du Réseau concédé sur ou sous le domaine public, lorsque ces changements sont requis par
l'autorité compétente pour un motif de sécurité publique ou dans l'intérêt du domaine public occupé et
conformément à la destination qui lui est affectée.
Les délais de déplacement ou de modification des ouvrages seront convenus d’un commun accord entre le
Concessionnaire et le demandeur.
II.2.2 Modifications non réalisées dans l’intérêt du domaine public occupé
21 Les renforcements de réseau visés sont ceux dus à un accroissement de la consommation : le concessionnaire prend en charge tous les investissements nécessaires, sauf dans le cas où un renforcement est directement imputable à un client, conformément aux règles du « B sur I »)
22Les renforcements de réseau visés dus à l’injection de biométhane sont définis dans le cadre des textes du « droit à l’injection » (dont le « I sur V » et les schémas de zonage) Page 36 sur 200
Dans les cas de modifications des ouvrages situés sur et sous le domaine public, non liées à des motifs de
sécurité publique, non réalisés dans l'intérêt du domaine public occupé en conformité avec sa destination, à
l'occasion de travaux financés par un tiers ou par l’Autorité Concédante, le Concessionnaire facture au
demandeur une Participation correspondant au coût réel des travaux de modification prévus et détaillés dans
un devis ou une convention.
Dans les cas visés ci-dessus, si la modification demandée porte sur un ouvrage dont le renouvellement est
prévu au Programme Annuel visé à l’Article 40.4, alors la fraction amortie de l’ouvrage déplacé est déduite
de la Participation facturée par le Concessionnaire au demandeur.
A défaut d’accord préalable entre les Parties, le litige relatif à la prise en charge des coûts engagés par le
Concessionnaire, qui aura été contraint de modifier ses ouvrages, sera le cas échéant porté devant les
juridictions compétentes.
III- Modification de réseaux sur des terrains privés
Les modifications ou déplacements d’ouvrages situés sur des terrains privés doivent faire l’objet de
demandes auprès du Concessionnaire et sont prises en compte dans les conditions définies par le code de
l’énergie23.
Article 22 Mise hors exploitation ou abandon des équipements de réseaux
Le Concessionnaire met en œuvre les moyens nécessaires pour que les canalisations et les équipements
abandonnés ou non exploités du Réseau ne puissent présenter un risque pour la sécurité des personnes et
des biens.
Au titre des dispositions que le Concessionnaire est tenu d’adopter lorsqu’une canalisation du Réseau
concédé, à l’exception des Branchements, est mise hors exploitation, comptent les actions suivantes dans
l’ordre de priorité :
1. l'utiliser comme fourreau pour recevoir un ouvrage de distribution de gaz de diamètre inférieur.
2. demander à l’Autorité Concédante de se prononcer sur le sort d’une canalisation hors exploitation
pour la remettre de manière anticipée pour un autre usage que celui du Service concédé. La remise de
la canalisation abandonnée fait l'objet d'une convention avec plan annexé entre l’Autorité Concédante
et le Concessionnaire.
3. l'abandonner définitivement dans le sol, après accord de l'autorité dont relève la voirie. Dans ce cas,
le Concessionnaire doit mettre en œuvre les dispositions destinées à supprimer tout risque ultérieur
d'accident ou d'affaissement de terrain. Cet abandon ne fait pas obstacle à une remise à l’Autorité
Concédante telle que définie au point 2.
23 Article L.433-7 et suivants du code de l’énergie Page 37 sur 200
En cas de travaux d’un gestionnaire de voirie ou de tiers à proximité ou directement sur des canalisations
abandonnées, la mise en œuvre par le Concessionnaire des dispositions réglementaires permet de garantir
l’absence de risque lié à la présence de gaz dans ces canalisations abandonnées.
Dès lors que l'autorité dont relève la voirie le juge nécessaire, celle-ci ou un tiers mandaté à cet effet, peut
demander le dépôt de la canalisation abandonnée aux frais du Concessionnaire, quelle que soit l'ancienneté
de l'abandon.
En tout état de cause l’abandon d’une portion significative du Réseau pour des raisons techniques est soumis
à l’accord de l’Autorité Concédante. Page 38 sur 200
V. COMPTAGE, INSTALLATIONS INTERIEURES, GAZ DISTRIBUE
Article 23 Comptage
Le Concessionnaire est chargé d’exercer les activités de comptage de l’énergie livrée24 et de l’énergie
injectée.
Les Compteurs servant à mesurer le gaz livré ou injecté et leurs dispositifs additionnels éventuels doivent
être d'un modèle approuvé par le service chargé du contrôle des instruments de mesure et répondre aux
exigences des prescriptions techniques du Concessionnaire. Ils sont plombés par le Concessionnaire. Les
agents qualifiés du ou par le Concessionnaire ont à toute époque libre accès à ces appareils25.
Le débit horaire nominal des Compteurs est déterminé en fonction des débits horaires maximum et minimum
de l'ensemble des appareils d'utilisation du gaz. Les Compteurs sont installés dans les conditions précisées
par la réglementation en vigueur26.
La fourniture, la pose, la mise en service, l’entretien et le renouvellement des Compteurs et de leurs
accessoires, sont facturés au Client final conformément au Catalogue des prestations (annexe 9).
L’emplacement du dispositif de comptage est déterminé par le Concessionnaire en concertation avec le
demandeur sous réserve de respecter les conditions définies ci-après.
Les dispositifs de comptage sont situés, en règle générale, en limite de domaine public pour les immeubles
individuels, et dans la gaine d'immeuble ou un local technique désigné à cet effet par le représentant du
propriétaire pour les immeubles collectifs.
Dans ce cas, les propriétaires des immeubles concernés s’engagent à laisser un accès permanent aux
agents qualifiés du ou par le Concessionnaire à ces dispositifs de comptage, moyennant une information
préalable.
Les frais de déplacement des Compteurs et de leurs dispositifs additionnels sont à la charge de celui qui en
fait la demande, dans les conditions fixées dans le Catalogue des prestations (annexe 9) sur la base d’un
devis.
Les Compteurs et les dispositifs additionnels, détériorés par le fait du Client final ou d'une personne dont il
est civilement responsable sont réparés ou remplacés par le Concessionnaire aux frais du Client final.
Le Concessionnaire s’engage à faire évoluer, en liaison avec l’Autorité Concédante, les dispositifs de
comptage en suivant les avancées technologiques.
24 Le Concessionnaire est chargé d’exercer la fourniture, la pose, le contrôle métrologique, l’entretien et le renouvellement de l’ensemble
des dispositifs de comptage des utilisateurs raccordés à son réseau conformément à l’article L.432-8 du Code de l’énergie 25 Pour la desserte d'un immeuble dont la façade ne coïncide pas avec la limite du domaine public, le comptage est en principe installé
sur cette limite. L’annexe 1 au présent cahier des charges pourra préciser la limite au-delà de laquelle le Concessionnaire n’est pas tenu d’installer le Compteur, étant entendu que cette dérogation ne peut être qu’exceptionnelle et après étude au cas par cas. 26 Les Compteurs doivent être installés dans un local sec convenablement ventilé et à l'abri de toute substance ou émanation corrosives,
dans une position telle qu'ils soient accessibles pour leur lecture et leur vérification. L'installation d'un Compteur ne peut être réalisée dans un local ou un emplacement privé qu'avec l'accord du Concessionnaire. Dans ce cas, le Compteur doit être placé aussi près que possible du point de pénétration du Branchement Particulier dans le local. Page 39 sur 200
Article 24 Vérification des dispositifs de comptage et redressements de consommation
I. Vérification des dispositifs de comptage
Les vérifications périodiques imposées par la réglementation en vigueur27 sont dans tous les cas à la charge
et sous la responsabilité du Concessionnaire.
Indépendamment de celles-ci, le Concessionnaire peut procéder à la vérification des Compteurs et de leurs
dispositifs additionnels aussi souvent qu’il le juge utile. Le Fournisseur, le Client final ou le Producteur
peuvent également demander à tout moment la vérification de ces appareils par le Concessionnaire, par le
service chargé du contrôle des instruments de mesure, ou par un organisme agréé par ce dernier.
Les frais entraînés par cette vérification sont à la charge du demandeur si ces appareils sont reconnus
exacts, et à celle du Concessionnaire dans le cas contraire. Ces appareils sont reconnus inexacts lorsqu'ils
présentent des erreurs de mesure supérieures aux écarts tolérés par les règlements techniques les
concernant28.
Les frais de remise en état métrologique des appareils sont à la charge soit du Concessionnaire s’agissant
des Compteurs faisant partie des ouvrages concédés, soit du Client final ou du Producteur si le Compteur
par dérogation lui appartient.
II. Redressements de consommation
27La périodicité légale de vérification des Compteurs dépend de leur débit mais aussi de leur technologie. Elle est, à ce jour, de :
- vingt ans au plus pour les Compteurs à parois déformables d'un débit maximal strictement inférieur à 16 m³/h ; - quinze ans au plus pour les Compteurs à parois déformables d'un débit maximal supérieur ou égal à 16 m³/h ; - deux ans au plus pour les Compteurs à effet Coriolis ;
- cinq ans au plus pour les Compteurs d'une autre technologie que celles visées ci-dessus. (décret n°2001-387 du 3 mai 2001 relatif au contrôle des installations de mesure, arrêté du 31 décembre 2001 fixant les modalités d’application de certaines de ses dispositions, article 21 de l’arrêté du 21 octobre 2010 relatif aux Compteurs de gaz combustible, décret n° 2016-769 du 9 juin 2016 relatif aux instruments de mesure)
28En application de l’Arrêté du 21 octobre 2010 relatif aux Compteurs de gaz combustible, les instruments portent une plaque
d'identification sur laquelle figurent notamment les indications relatives :
- à la classe d'exactitude ;
- aux débits définis à l'annexe MI-02 de l'arrêté du 28 avril 2006 : o débit minimal Qmin,
o débit de transition Qt
o débit maximal Qmax
L’article 18 de l’Arrêté du 21 octobre 2010 stipule : les instruments en service, conformes à un certificat d'examen CE de type, à un certificat d'examen CE de la conception ou à un certificat d'examen de type délivré en application du présent arrêté, respectent les erreurs maximales suivantes :
ERREURS MAXIMALES TOLÉRÉES
en fonction du débit et de la classe d'exactitude du Compteur
CLASSE D'EXACTITUDE
1,5 1
Qmin ≤ Q < Qt +/- 6 % +/- 4 %
Qt ≤ Q ≤ Qmax +/- 3 % +/- 2 % Page 40 sur 200
Lorsqu'une erreur est constatée dans l'enregistrement des consommations, un redressement de
consommation est effectué par le Concessionnaire selon la procédure « Dysfonctionnement de Compteur et
correction des consommations » validée par la Commission de Régulation de l’Energie.
Sur cette base, un redressement de consommation du gaz livré est adressé au Fournisseur dans la limite
autorisée par les textes applicables en matière de prescription.
Le redressement de consommation induit une correction des quantités acheminées facturées au Fournisseur
par le Concessionnaire.
Pour ce faire, le Concessionnaire tiendra compte de l'évolution des tarifs d’acheminement en vigueur au
cours de la période considérée.
Si l'erreur a été commise au détriment du Client final, le règlement des sommes dues par le Concessionnaire
au Fournisseur concerné viendra en déduction de la plus proche facture d’acheminement suivant la date où
le montant du décompte aura été arrêté.
Article 25 Installations intérieures
Les Installations intérieures, leurs compléments ou modifications, doivent être établis et les visites de
contrôle réalisées, conformément à la législation et à la réglementation en vigueur.
Les Installations intérieures sont exécutées et entretenues sous la responsabilité du propriétaire, ou de toute
personne à laquelle aurait été transférée la garde desdites installations.
En cas de trouble affectant l'exploitation, d'usage illicite ou frauduleux du gaz, le Concessionnaire peut
refuser d'effectuer ou de continuer à effectuer la livraison du gaz.
Si le Concessionnaire a connaissance d'un danger grave et immédiat, il doit prendre toute mesure de nature à faire cesser le danger.
Lorsqu'il reçoit une injonction émanant de l'autorité de police compétente, il doit immédiatement s'y
conformer.
Si les Installations Intérieures sont reconnues défectueuses29 ou si le Client final s'oppose à leur vérification,
le Concessionnaire peut refuser de livrer, ou interrompre la livraison.
En aucun cas, ni l’Autorité Concédante ni le Concessionnaire n'encourt de responsabilité en raison de
défectuosités des Installations intérieures.
Article 26 Caractéristiques du gaz distribué
Conformément à l’article 15 du décret n°2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public
dans le secteur du gaz, le Concessionnaire met en œuvre les moyens nécessaires pour s'assurer que la
pression, le débit ainsi que les caractéristiques physico-chimiques du gaz acheminé sont conformes aux
29 par des organismes agréés pour réaliser ce type de contrôle. Page 41 sur 200
engagements qu'il a souscrits. Ces caractéristiques sont fixées dans les Prescriptions techniques du
Distributeur (annexe 11).
I - Nature du gaz
La nature du gaz distribué sur le territoire de la Concession est conforme aux gaz de la deuxième famille
définis par la norme NF EN 437 en tant que gaz H (à haut pouvoir calorifique).
II - Pression
Le Concessionnaire prend toutes dispositions pour que la pression mesurée à l'entrée du Compteur ou au
robinet de coupure individuel, reste comprise entre les valeurs fixées par les dispositions réglementaires en
vigueur30.
III - Pouvoir calorifique
Le Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS), rapporté au mètre cube de gaz mesuré sec à la température de 0°
Celsius, sous la pression de 1,013 bar et pour une température de combustion de 0° Celsius doit rester
compris dans des limites fixées par les dispositions réglementaires en vigueur31.
Le Concessionnaire obtient les valeurs de PCS moyen journalier du gaz distribué, aux conditions normales,
sur les Postes transport, sur les autres postes qui alimentent le Réseau et éventuellement sur le Réseau lui-
même et utilise ces valeurs pour déterminer la quantité de gaz consommée en kWh.
Le Concessionnaire calcule le PCS de facturation pour chaque période de relève de chaque Client. Il est
fondé sur la moyenne des PCS journaliers obtenus sur la Zone gaz à laquelle est rattachée le Client, sur les
quantités de gaz journalières utilisées sur cette Zone gaz au cours de la période de relève et sur tout élément
permettant de déterminer le poids respectif des Postes transport et des autres postes dans l’alimentation de
cette Zone gaz sur la période de relève.
Le Concessionnaire calcule le volume de base consommé entre les dates J1 et J2 à partir du volume mesuré
dans les conditions effectives de pression et de température, qui est ramené aux conditions normales selon
les règles précisées en annexe 8.
Le Concessionnaire calcule la quantité de gaz consommée entre les dates J1 et J2, en kWh, selon les règles
précisées en annexe 8, en multipliant le PCS de facturation par le volume de base.
30 A l'exception des Clients finals dont le contrat prévoit une pression d'alimentation différente, les limites admissibles de variation de la
pression de distribution dépendent du gaz distribué et sont, à la signature du contrat, de :
Limites (en mbar) Inférieure Supérieure Gaz H 17 25
Gaz B 22 32
Les limites actuelles résultent de l'application des textes suivants :
- norme NF EN 437 concernant les règles et directives communes pour l’essai des appareils utilisant les combustibles gazeux : gaz d’essai, pression d’essai catégorie d’appareils,
- norme NF EN 1359 relative aux Compteurs de volume de gaz à parois déformables.
31 En application de l'arrêté du ministre de l'Industrie du 28 mars 1980 limite de variations du pouvoir calorifique du gaz distribué par
réseau de canalisations publiques, ces limites sont fixées à :
- 10,7 à 12,8 kWh dans le cas du gaz H,
- 9,5 à 10,5 kWh dans le cas du gaz B. Page 42 sur 200
IV - Caractéristiques de combustion
Les conditions de livraison du gaz sont telles que le débit calorifique et les caractéristiques de la flamme
demeurent sensiblement constants dans un appareil d'utilisation conforme aux normes en vigueur et en bon
état de fonctionnement.
V - Odorisation
Le gaz doit être convenablement épuré. Toutefois, il doit toujours posséder une odeur suffisamment
caractéristique pour que les fuites soient immédiatement perceptibles à l'odorat32.
Cette odeur doit disparaître lors de la combustion complète du gaz.
Le Concessionnaire s’assure de la bonne odorisation du gaz injecté depuis le réseau de transport ou depuis
tout Poste d’injection. Il obtient de la part des opérateurs de réseaux de transport de gaz la justification de la
certification, par un organisme tiers, du système de management de la qualité33 du processus d’odorisation
du gaz qu’ils mettent en œuvre. Le Concessionnaire s’assure que les opérateurs de réseaux de transport
respectent leur système de management de la qualité. Le gaz livré par le Concessionnaire aux utilisateurs
est dans ce cas réputé satisfaire à la réglementation en vigueur35 relative à l’odorisation
Les informations concernant les caractéristiques du gaz distribué sont tenues à la disposition de l’Autorité
Concédante.
Article 27 Mesure du Pouvoir Calorifique Supérieur du gaz distribué
Conformément à la réglementation, les opérateurs des réseaux de transport contrôlent le PCS du gaz aux
points d’interface transport-distribution (PITD) et le Concessionnaire contrôle le PCS du gaz sur les Postes
d’injection qui alimentent le Réseau et éventuellement sur le Réseau lui-même.
Le cas échéant, l'installation, l'exploitation, la maintenance, l'adaptation aux normes et le renouvellement
des appareils de mesure des caractéristiques du gaz distribué, notamment le PCS et la pression, sont à la
charge du Concessionnaire. Les éventuels appareils fixes sur le Réseau font partie du Réseau.
La totalité ou une partie des appareils de mesure peut toutefois être située en dehors du périmètre concédé
(sur un réseau de distribution voisin ou sur un réseau de transport alimentant la Concession). Dans ce cas,
le Concessionnaire fait son affaire des autorisations nécessaires, afin notamment de garantir à l’Autorité
Concédante l'accès permanent aux appareils de mesure.
32 On considère qu’une fuite est immédiatement perceptible à l’odorat si l’odeur de gaz devient perceptible pour une population
représentative, au plus tard quand la concentration de gaz atteint 20% de la limite inférieure d’explosivité (L.I.E). Cette population
représentative est issue d’une sélection du jury décrite dans la norme NF EN 13725. La proportion de gaz ou de substance inflammable
dans l’air doit être située entre deux limites pour que le mélange puisse être enflammé. Ces limites sont appelées limite inférieure
d’explosivité et limite supérieure d’explosivité (en abrégé : LIE et LES). Elles dépendent de la nature du gaz distribué. Dans le cas du
gaz de type H, on retiendra que la LIE est égale à 5 % (elle est de 5,3% pour un mélange de méthane et d’air saturé d’humidité), sous
la pression atmosphérique normale à la température de 20°C.
33 Conformément à la norme NFEN ISO 9001 (version 2000). Page 43 sur 200
L'accès à tous les documents ayant trait à l'élaboration des mesures ou calculs, de même que les mesures
effectuées sont garantis à l'Autorité Concédante dans les mêmes conditions que l'accès à tous les autres
documents dont dispose le Concessionnaire.
L'Autorité Concédante a accès aux installations de contrôle sur demande préalable auprès du
Concessionnaire y compris les installations d’odorisation. Le Concessionnaire se rapproche de l’opérateur
du réseau de transport pour les installations le concernant.
L’Autorité Concédante peut diligenter des contrôles sur le respect du présent article. Le Concessionnaire se
tient à sa disposition pour organiser les contrôles.
Les procès-verbaux dressés par l’Autorité Concédante, relevant le non-respect des caractéristiques
convenues pour le gaz distribué, sont transmis au Concessionnaire. Celui-ci dispose d'un délai d'une
semaine pour présenter ses observations.
Le Concessionnaire calcule un PCS moyen journalier de la Zone gaz sur la base des PCS journaliers fournis
par l’opérateur du réseau de transport ou mesurés par le Concessionnaire pour chacun des Postes
d’injection, des quantités journalières entrées par ces postes sur la Zone gaz et de tout élément permettant
de déterminer le poids respectif des Postes transport et des autres postes dans l’alimentation de cette Zone
gaz.
Ce PCS moyen journalier est utilisé directement si la relève facturante du Client final est journalière. Si la
relève du Client final est à un autre pas de temps (par exemple, mensuel ou semestriel), un PCS moyen est
déterminé sur la période de relève à partir des PCS journaliers de la Zone gaz, pondérés des quantités
journalières utilisées sur la Zone gaz.
Les présentes dispositions ne font pas obstacle à ce que l’Autorité Concédante possède ses propres
appareils de vérification, dont elle assure l'installation, l'exploitation, la maintenance, l'adaptation aux normes
et le renouvellement.
Article 28 Modification du pouvoir calorifique du gaz distribué
En cas de modification de la nature du gaz acheminé, ou si les normes indiquées à l'Article 26 fixant les
limites du pouvoir calorifique du gaz sont modifiées et si les caractéristiques de combustion qui en résultent
ne répondent plus aux conditions de l’Article 26.IV, les Parties se rapprocheront pour définir les modalités
d’adaptation du présent Contrat aux nouvelles normes dans le respect des dispositions législatives et
réglementaires applicables. Ces dispositions seront complétées le cas échéant dans l’annexe 1.
Dans les conditions définies par l’article L.432-13 du code de l’énergie, le Concessionnaire met en œuvre
les dispositions nécessaires pour assurer le bon fonctionnement et l'équilibrage des réseaux, la continuité
du service de distribution du gaz et la sécurité des biens et des personnes. Selon les modalités
réglementaires en vigueur, il dirige et coordonne les opérations de modification des réseaux de distribution,
veille à la compatibilité des installations des Clients finals durant les opérations de conversion et à l’issue de
celles-ci, et le cas échéant facilite le remplacement de celles ne pouvant être réglées ou adaptées.
Lorsqu'un relevé comporte simultanément des consommations correspondant à l'ancien et au nouveau
pouvoir calorifique, il est effectué, pour la facturation, une répartition prorata temporis des volumes. Page 44 sur 200
VI. CONDITIONS D’ACCES AU RESEAU ET RELATIONS AVEC LES CLIENTS FINALS
Article 29 Conditions générales pour l’accès au Réseau
Le Concessionnaire est tenu de prendre les dispositions appropriées pour assurer :
- la distribution de gaz dans les conditions de continuité définies par l’article R.121-11 du Code de l’énergie et de qualité précisées à l’Article 30. Le Concessionnaire peut interrompre le service dans les conditions précisées à l’Article 33 ;
- l’injection de Gaz renouvelable dans le Réseau, dans le respect des conditions définies par le Code de l’énergie.
Article 30 Obligation de consentir aux Clients finals et aux Producteurs les contrats liés à l’accès au Réseau
I. Clients finals
Toute distribution de gaz est subordonnée à la passation d’un contrat avec le Concessionnaire, pris en
exécution du Contrat.
Dans le cadre du contrat unique, le Concessionnaire conclut un Contrat Distributeur de Gaz - Fournisseur
(CDG-F) avec chaque Fournisseur d’énergie qui comprend, en annexe, les Conditions de Distribution liant
le Concessionnaire au Client final.
En cas de demande spécifique d’un Client final, un Contrat Distributeur de Gaz - Client (CDG-C) peut être
conclu entre le Concessionnaire et le Client final, qui fixe, entre autres, les conditions dans lesquelles le gaz
est distribué. Le Client final signe dans ce cas, également et séparément, un contrat de fourniture avec un
Fournisseur d’énergie.
Le Concessionnaire est tenu de consentir un contrat de distribution et, le cas échéant un contrat de
Raccordement à toute personne qui demande l’accès au Réseau, conformément aux conditions de L453-1
et suivants du Code de l’énergie, sauf s’il a reçu entre-temps une injonction contraire de l’autorité compétente
en matière d’urbanisme ou de police, et sous réserve du respect des textes réglementaires relatifs à
l’autorisation de fourniture de gaz ou au contrôle de conformité des Installations intérieures.
En cas de non-paiement par un demandeur de Raccordement de sa Participation prévue à l’Article 15, le
Concessionnaire peut, de sa propre initiative ou à la demande de l’Autorité Concédante lorsqu’une
Participation financière est due à celle-ci, refuser la mise en service de l’installation. Dans le cas où celle-ci
a déjà été effectuée, et si le demandeur n’a pas réglé l’intégralité de la Participation à sa charge, le
Concessionnaire peut interrompre la livraison après mise en demeure restée sans effet.
La mise en service doit être assurée par le Concessionnaire dans le délai convenu avec le demandeur
conformément au Catalogue des prestations du Concessionnaire.
En cas de travaux, le délai est augmenté du temps nécessaire à l’alimentation de l’installation du demandeur
du Raccordement ainsi qu’à la réception des autorisations administratives de construire, de passage ou
d’implantation. Le demandeur du Raccordement doit alors en être informé.
Pour les travaux dont le Concessionnaire est maître d'ouvrage, le choix de la solution technique retenue
pour la desserte des Clients finals appartient au Concessionnaire, qui doit concilier les intérêts du service Page 45 sur 200
public avec ceux des Clients finals, dans le respect des textes réglementaires et des intérêts de l’Autorité
Concédante.
II. Producteurs
Le Concessionnaire est tenu de consentir un contrat d’injection, le cas échéant un contrat de Raccordement,
à tout Producteur qui demande l’accès au Réseau, conformément aux conditions de l’article L.111-97 du
Code de l’énergie, sous réserve du respect des textes réglementaires relatifs au droit à l’injection et du
respect par le Producteur des obligations issues du Code de l’environnement et du Code de l’urbanisme qui
s’imposent à lui pour la réalisation de l’installation de production.
Article 31 Contrats liés à l’accès au Réseau et conditions de paiement
I. Clients finals
Dans l’hypothèse d’un Client final ayant souscrit un contrat unique (contrat de fourniture emportant les
Conditions de Distribution), le Fournisseur est en droit d’exiger du Client final le règlement de toutes les
factures relatives à ce contrat, notamment en ce qui concerne la fourniture et la distribution de gaz.
Dans le respect de ses obligations de service public et des dispositions de l’Article 53 2°), le Concessionnaire
interrompt la livraison du gaz au Client final lorsque le Fournisseur lui transmet une telle demande pour non-
paiement des sommes susmentionnées qui lui sont dues au titre du contrat unique.
Le Concessionnaire est en droit d’exiger directement du Client final souscrivant un contrat de distribution
direct (CDG-C) le règlement de toutes les factures relatives à ce contrat dans le mois suivant leur émission.
Lors de la résiliation du contrat, il sera tenu compte de ce versement pour solder le compte du Client final.
En cas de non-paiement des sommes qui lui sont dues au titre de la distribution de gaz, le Concessionnaire
peut, dans le respect de la législation en vigueur, après rappel écrit constituant mise en demeure du Client
final ayant souscrit un CDG-C, interrompre la livraison de gaz à l’expiration du délai fixé dans la mise en
demeure. Ce délai ne peut être inférieur à dix jours.
Conformément à la réglementation en vigueur34, les interruptions ne sont pas effectuées pour les Clients
finals domestiques dans les hypothèses suivantes :
a) le Client final présente une notification d’aide accordée par le Fonds de Solidarité pour le Logement (FSL)35 pour le logement concerné ;
b) le Client final apporte la preuve du dépôt auprès du Fonds de Solidarité pour le Logement d’une demande d’aide relative à une situation d’impayé d’une facture de gaz depuis moins de deux mois ;
c) le Client final présente une attestation prouvant avoir bénéficié d’une aide au Fonds de Solidarité pour le Logement au cours des douze derniers mois. Cette attestation n’est valable que pour les interruptions programmées entre le 1er novembre et le 15 mars36 ;
d) le Client final apporte la preuve du règlement de sa dette au Fournisseur ;
34 Notamment le décret n°2008-780 du 13 août 2008 modifié par le décret n°2016-555 du 6 mai 2016.
35 Ce fonds a été institué par l’article 6 de la loi n°90-449 du 31 mai 1990 modifiée visant à la mise en œuvre du droit au logement
36 Article L.115-3 du Code de l’action sociale et des familles. Page 46 sur 200
e) le Client final présente une notification de recevabilité d’un dossier de surendettement ;
f) pendant la période hivernale dans les conditions visées à l’article L115-3 du code de l’action sociale et des familles ;
g) si le Fournisseur l’accepte, le Client final remet au Concessionnaire un chèque ou un chèque énergie correspondant au montant de la somme due au Fournisseur conformément aux modalités prévues dans le Catalogue des prestations du Concessionnaire.
Le non-paiement des sommes dues au Concessionnaire par le Fournisseur au titre du CDG-F est sans effet
sur la continuité de livraison des Clients finals à laquelle reste tenue le Concessionnaire.
Toute rétrocession de gaz par un Client final à quelque titre que ce soit, à un ou plusieurs tiers, est interdite
sauf autorisation préalable du Concessionnaire donnée par écrit37. Le Concessionnaire informe
immédiatement l’Autorité Concédante de cette exception en lui rendant compte des raisons de celle-ci.
Si un Client final consomme du gaz sans avoir conclu de contrat de fourniture avec un Fournisseur ou en
ayant procédé à une manipulation affectant le dispositif de comptage, le Concessionnaire propose au Client
final de régulariser à l’amiable sa situation38. En cas de refus du Client final, le Concessionnaire est autorisé
à suspendre la livraison de gaz et à engager toute procédure judiciaire nécessaire au recouvrement de
l’intégralité du préjudice subi.
II. Producteurs
Toute injection de Gaz renouvelable est subordonnée à la passation d’un contrat entre le Concessionnaire
et le Producteur, pris en exécution du Contrat.
Le Concessionnaire est en droit d’exiger directement du Producteur lié par le contrat d’injection le règlement
de toutes les factures relatives à ce contrat dans les conditions spécifiées au contrat.
En cas de non-paiement des sommes qui lui sont dues au titre de l’injection, le Concessionnaire peut, dans
le respect de la législation en vigueur et du contrat d’injection, appliquer des pénalités de retard.
Les autorités organisatrices de la distribution de gaz visée à l’article D.453-21 du code de l’énergie sont
consultées dans l’élaboration des zonages de raccordement des installations de production de biogaz à un
réseau de gaz naturel.
Article 32 Tarification de la distribution de gaz aux Clients finals et de l’injection aux Producteurs
I - Tarifs d’utilisation du Réseau de distribution de gaz (tarif d’acheminement)
37 Cette situation est celle où le gaz livré au Client final transite, ne serait-ce que de façon provisoire, par des installations d’un autre
Client final qui s’interposent entre le réseau de distribution et les installations du Client final considéré ; le Client final par les installations duquel le gaz transite n’est pas dans ce cas fournisseur. 38 Conformément à la procédure « clients consommant sans fournisseur » élaborée dans le cadre des GTG 2007 mis en place par la
Commission de Régulation de l’Energie. Page 47 sur 200
Les tarifs d’utilisation du Réseau de distribution de gaz sont fixés dans les conditions prévues par les articles
L. 452-1-1 et suivants du Code de l’énergie39. Ils sont applicables aux Clients finals.
Ils figurent à l’annexe 8.
Les tarifs et conditions commerciales d’utilisation des réseaux de distribution de gaz sont établis en fonction
de critères publics, objectifs et non discriminatoires en tenant compte des caractéristiques du service rendu
et des coûts liés à ce service40.
Le Concessionnaire est tenu de communiquer à l’Autorité Concédante dans le Compte Rendu d’Activité visé
à l’Article 41, de tenir à la disposition des Usagers et de communiquer à la Commission de Régulation de
l’Energie les conditions générales d’utilisation des ouvrages et des installations du service.
II - Tarifs des prestations du Concessionnaire
Les prestations du Concessionnaire non couvertes par le tarif d’acheminement ainsi que le tarif applicable
pour chaque prestation sont publiés dans le Catalogue des prestations (annexe 9).
Ce Catalogue est évolutif, notamment pour s’adapter aux besoins des acteurs du marché. Il est mis à jour
annuellement après concertation avec l’ensemble des parties prenantes sous l’égide de la Commission de
Régulation de l’Energie. Le Concessionnaire informe l’Autorité Concédante de toute mise à jour du
Catalogue.
Les prestations proposées par le Concessionnaire qui ne seraient pas visées dans ce Catalogue font l’objet
d’une facturation spécifique sur devis, établi sur la base de principes de facturation présentés préalablement
à l’accord de l’Autorité Concédante.
III – Tarification de l’injection
Les tarifs d’utilisation du Réseau de distribution de gaz dus par les Producteurs sont fixés dans les conditions
prévues par les articles L.452-1-1 du Code de l’énergie.
Article 33 Information en cas d’interruption du service
Article 33.1 Interruption temporaire du service pour les besoins de l’exploitation
Conformément à l’article R.121-12 du Code de l’énergie, le Concessionnaire peut interrompre le Service
pour toute opération d’investissement, de Raccordement, de mise en conformité ou de maintenance du
Réseau concédé ainsi que, après analyse de la situation, pour tous les travaux réalisés à proximité des
ouvrages.
Le Concessionnaire s’efforce de réduire ces interruptions au minimum et de les situer aux dates et heures
susceptibles de provoquer le moins de gêne possible aux Clients Finals.
Les dates et heures de ces interruptions sont portées au moins cinq jours à l’avance à la connaissance des
Clients Finals par avis collectif.
39 Les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de gaz sont publiés au Journal Officiel de la République Française.
40 Les caractéristiques des tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de gaz sont fixées aux articles L.452-1 et suivants du Code de
l’énergie Page 48 sur 200
Article 33.2 Interruption temporaire relative à des situations d’urgence
Dans les circonstances d’interruption de grande ampleur exigeant une intervention immédiate, le
Concessionnaire prend d’urgence les mesures nécessaires.
Le service de permanence de la commune concernée ainsi que l’Autorité Concédante sont informés dans
les meilleurs délais en cas de survenance d’un incident significatif tel que visé à l’Article 9 ou dans les autres
cas suivants :
▪ explosion susceptible d’être attribuée au gaz distribué par le Concessionnaire ;
▪ évènement lié au Réseau d’ampleur significative en matière d’évacuation de personnes, notamment
dans le cas d’établissements tels qu’un hôpital, un lieu d’accueil d’enfants, de personnes âgées,
etc… ;
▪ évènement impliquant l’interruption de circulation sur une voie importante de circulation routière ou
ferroviaire.
Lors d’incidents entraînant une coupure de gaz pour plus de 50 Clients finals, le Concessionnaire met en
place un service d’information (« Infocoupure »), permettant à l’Autorité Concédante d’être informée de
l’avancement de la résolution de l’incident et de recevoir des notifications dématérialisées.
Article 33.3 Réduction et/ou interruption de l’injection
Le Concessionnaire peut prendre des mesures visant à réduire et/ou interrompre l’injection de Gaz
renouvelable dans les conditions fixées par le contrat conclu avec le Producteur.
Article 33.4 Mise en œuvre d’ordre de délestage
Lorsque, pour assurer la continuité d’acheminement sur le réseau concédé, le Concessionnaire met en
œuvre des ordres de délestage pris par le gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel ou émet lui-
même de tels ordres dans les conditions prévues à l’article L434-2 du code de l’énergie, il en informe
l’Autorité Concédante dans les meilleurs délais en en précisant les modalités suivant les consignes
transmises par le gestionnaire du réseau de transport de gaz ou par les pouvoirs publics.
Article 34 Relation Client
Le Concessionnaire dispose de centres de relation Client qui s’appuient, pour garantir et piloter la qualité du
service public concédé et la satisfaction des Clients finals, sur un référentiel unique composé du Catalogue
des prestations et des procédures du Groupe de Travail Gaz (« GTG 200741 ») mises en œuvre.
A ce titre, le Concessionnaire suit des indicateurs, soit spécifiques au présent Contrat, soit régionaux ou
nationaux lorsque cela n’est pas pertinent ou techniquement pas faisable.
41 La Commission de régulation de l'énergie (CRE) a mis en place des instances de concertation entre les différents acteurs concernés
par l’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie à partir du 1er juillet 2007. L’instance concernant le marché du gaz, en particulier concernant les procédures applicables entre distributeurs et fournisseurs, est dénommée " Groupe de Travail Gaz 2007 " (GTG 2007) Page 49 sur 200
Le Concessionnaire met en place un dispositif permettant de répondre directement aux sollicitations des
Clients finals. Ce dispositif comprend notamment :
- Un accueil téléphonique ;
- Un canal numérique (mail, formulaire en ligne) ;
- Et pour certaines demandes spécifiques, la possibilité d’une rencontre physique entre le Concessionnaire et le Client final.
Article 35 Qualification et traitement des réclamations
Le Concessionnaire dispose d’un système permettant de traiter, qualifier, suivre et tracer les réclamations
des Clients finals. Il s’appuie sur la procédure « GTG 2007 » en vigueur.
Tout Client final a la possibilité de déposer une réclamation, quel qu’en soit l’objet, via plusieurs canaux (site
Internet du Concessionnaire, par téléphone, par courrier, via les réseaux sociaux, via son Fournisseur de
gaz, etc.).
Si le Client final n’est pas satisfait de la réponse apportée par le Concessionnaire, il dispose d’instances
supplémentaires, qui seront rappelées par le Concessionnaire en accompagnement de chacune de ses
réponses ou via les Conditions de Distribution : une instance interne au Concessionnaire, dont les
coordonnées sont précisées sur le courrier de réponse du Concessionnaire et une instance auprès du
Médiateur National de l’Energie. Le Concessionnaire s’engage à traiter l’ensemble des réclamations dans
un délai de 30 jours et ce quelle que soit leur provenance et le canal utilisé.
Le Concessionnaire a l’obligation de répondre à chaque réclamation des Clients finals dans le respect de
ses engagements écrits dans les Conditions de Distribution, les procédures GTG et dans le respect du Code
de bonne conduite. Le client a en outre la possibilité de saisir l’Autorité Concédante ou le Médiateur National
de l’Energie.
A ce titre, le Concessionnaire suit des indicateurs soit spécifiques au présent Contrat, soit régionaux lorsque
cela n’est pas pertinent.
Article 36 Délais d’intervention
Afin de garantir la sécurité des personnes et des biens, à la suite d’appels concernant les interventions de
sécurité reçus par le service chargé de réceptionner les informations à caractère d’urgence, le
Concessionnaire s’engage à intervenir en moins d’une heure dans plus de 96% des cas pour les
interventions de sécurité effectuées à l’échelle du département.
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire peuvent convenir, à l’annexe 1, de la production et l’analyse
annuelle des délais d’intervention de sécurité sur la base d’un échantillon d’aléas d’exploitation.
Pour toutes les autres interventions, le Concessionnaire se conforme aux délais fixés dans son Catalogue
des prestations (annexe 9).
Article 37 Mesure de la satisfaction des Clients finals
Le Concessionnaire mesure la satisfaction des Clients finals par un dispositif d’enquêtes de satisfaction. A
cet égard, un SMS ou un courriel est notamment adressé à l’attention des Clients finals ayant bénéficié de Page 50 sur 200
certaines prestations du Concessionnaire (interventions de Raccordement, première mise en service, mise
en service et dépannage) ou ayant eu un contact avec le service client afin de recueillir leur appréciation.
Les Clients finals ayant exprimé une insatisfaction peuvent, s’ils le souhaitent, être recontactés par le
Concessionnaire pour comprendre les raisons de leur mécontentement et en traiter la cause.
Les résultats de ces enquêtes de satisfaction font l’objet d’indicateurs soit spécifiques au présent Contrat,
soit régionaux lorsque cela n’est pas pertinent.
Le Concessionnaire met en place des plans d’actions permettant de pallier les résultats les moins
satisfaisants.
Article 38 Information envers les Clients finals et les tiers
Le Concessionnaire informe l’Autorité Concédante de toute communication locale ayant un lien avec l’activité
concédée, et prend en compte, dans la mesure du possible, les éventuelles remarques et demandes de
l’Autorité Concédante avant diffusion.
Dans le cadre du Comité National de Suivi visé au Préambule, le Concessionnaire propose une synthèse
des communications institutionnelles ou nationales.
S’agissant des demandes d’accès aux informations et données relatives aux missions du service public
concédé, formulées sur le fondement des articles L.300-1 et suivants du Code des relations entre le public
et l’administration, du Code de l’environnement, ou de tout autre texte, le Concessionnaire y répond
directement dans le respect des textes applicables. Il fait ses meilleurs efforts pour transférer à l’Autorité
Concédante toute demande dont le traitement revient à celle-ci. Page 51 sur 200
VII. GOUVERNANCE (INVESTISSEMENTS, CONTROLE, DONNEES)
Article 39 Principes généraux
La relation entre l’Autorité Concédante et le Concessionnaire est régie par les principes suivants, déclinés
dans les articles ci-après :
▪ une gouvernance des investissements sur le Réseau, basée sur la concertation ;
▪ un dispositif de compte-rendu annuel et de contrôle permettant notamment de rendre compte
de la qualité du service rendu par le Concessionnaire au travers d’indicateurs spécifiques ;
▪ une mesure de la performance du Concessionnaire pouvant le cas échéant donner lieu à
pénalités ;
▪ un socle de données mis à disposition de l’Autorité Concédante par le Concessionnaire ;
▪ un dispositif de règlement des litiges ;
▪ Un dialogue continu au plan national afin d’approfondir tous sujets relatifs à la Concession, en
particulier la transition écologique et de l’indépendance énergétique notamment dans le cadre
du Comité National de Suivi visé au Préambule.
Afin d’assurer une relation de qualité avec l’Autorité Concédante, le Concessionnaire désigne un
interlocuteur privilégié pour l’exécution du Contrat de Concession et les relations avec l’Autorité Concédante.
Le Concessionnaire demeure à la disposition de l’Autorité Concédante pour le suivi et l’examen de toute
difficulté rencontrée dans le cadre de l’exécution du Contrat de Concession.
Par ailleurs, le Concessionnaire se tient à la disposition de l’Autorité Concédante pour tous échanges et/ou
réunions additionnelles visant notamment à approfondir tous sujets relatifs à la Concession, en particulier à
la transition énergétique. Dans ce cadre, le Concessionnaire apporte toutes précisions ou avis que lui
demande l’Autorité Concédante.
Article 40 Gouvernance des investissements
Article 40.1 Principes
En vue d’assurer la bonne exécution du service public, et ce dans le respect des missions et obligations de
service public assignées par le législateur au Concessionnaire - en particulier définir et mettre en œuvre les
politiques d’investissement et de développement des réseaux - notamment définies aux articles L.121-32 et
L.432-8 du Code de l’énergie et dans le Contrat de Service Public signé entre le Concessionnaire et l’Etat,
le Concessionnaire et l’Autorité Concédante conviennent que le dispositif de gouvernance des
investissements sur le Réseau repose sur :
• une concertation entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante ;
• le bilan du précédent contrat de Concession.
Le dispositif de gouvernance se décline comme suit :
• un schéma directeur d’investissements correspondant à une vision prospective, à la fois qualitative et
quantitative sur la durée du Contrat, des évolutions prévisionnelles du Réseau (désigné ci-après «
Schéma Directeur » ou « SDI ») ; Page 52 sur 200
• des programmes pluriannuels d’investissements correspondant à une déclinaison à moyen terme du
Schéma Directeur (désignés ci-après « Programme(s) Pluriannuel(s) » ou « PPI ») ;
• des programmes annuels d’investissements en déclinaison de chacun des Programmes Pluriannuels
(désigné ci-après « Programme(s) Annuel(s) »).
Le Schéma Directeur ainsi que les Programmes Pluriannuels et Programmes Annuels prennent en compte,
dans le respect des dispositions législatives et réglementaires en vigueur, les orientations nationales,
régionales et locales qui s’imposent au Concessionnaire et à l’Autorité Concédante en matière
d’investissement, de qualité d’alimentation et de service, d’efficacité énergétique, de développement des
énergies renouvelables et d’aménagement du territoire, notamment celles fixées par les schémas de
planification applicables sur le territoire de la Concession :
• Les orientations nationales visées sont notamment celles issues de la programmation
pluriannuelle de l’énergie prévue à l’article L. 141-1 du Code de l’énergie ;
• Les orientations régionales visées sont notamment celles issues des schémas régionaux
d’aménagement et de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET), ou des
Schémas Régionaux Climat Air Energie (SRCAE) le cas échéant ;
• Les orientations intercommunales et communales visées sont notamment celles issues des
PCAET (Plan Climat Air Energie Territorial), les documents d’urbanisme (SCOT, PLU(i), cartes
communales, PDU, PLH…), les schémas directeurs des énergies (SDE), les chartes de parcs
naturels régionaux, les démarches de type TEPOS et TEPCV des territoires de la Concession ;
• Les orientations à l’échelle des projets concernent tout projet significatif identifié en lien avec
l’énergie : zones d’aménagement concerté (ZAC), programmes de renouvellement urbain,
travaux d’infrastructures.
Les Schéma Directeur, Programmes Pluriannuels et Programmes Annuels font l’objet d’un partage de
l’information entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante sur l’évolution des usages du gaz.
Chaque Programme Pluriannuel ainsi que chaque Programme Annuel, dont les principes sont décrits dans
les articles suivants, sont le résultat d’une concertation entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante.
Article 40.2 Schéma Directeur des Investissements (SDI)
Le Schéma Directeur des Investissements, objet de l’annexe A au présent cahier des charges, propose une
vision prospective, à la fois qualitative et quantitative sur la durée du Contrat, des évolutions prévisionnelles
du Réseau, partagées entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante.
Il couvre la durée de la Concession fixée à l’article 2 de la Convention de Concession.
Il est établi entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante à partir d’un partage d’informations et du bilan
du précédent contrat de Concession décrit à l’Article 56.
Le SDI décrit les ambitions, sur la durée du Contrat, convenues entre le Concessionnaire et l’Autorité
Concédante pour le Réseau, dans un souci d’efficience de la transition énergétique et des dépenses
publiques, notamment afin de :
• garantir la qualité et la sécurité du Réseau ;
• assurer son évolution, en réalisant les adaptations nécessaires des ouvrages concernés ;
• favoriser l’insertion des énergies renouvelables sur le Réseau et les nouveaux usages ;
• contribuer à la maîtrise de la demande en énergie, à l’efficacité énergétique, et plus
généralement à la transition énergétique, dans le cadre des missions de service public du
Concessionnaire. Page 53 sur 200
Le Schéma Directeur fixe également des objectifs quantitatifs, assortis d’engagements du Concessionnaire
pour des programmes spécifiques déterminés à partir de l’analyse des enjeux propres à la Concession
(« Programmes Spécifiques »).
Le SDI présente une évaluation financière de l’ensemble des investissements en euros constants.
Les ambitions sur la durée du Contrat, ainsi que les objectifs assortis d’engagements pour les Programmes
Spécifiques sont déclinés dans les Programmes Pluriannuels décrits à l’Article 40.3.
Le Schéma Directeur peut être mis à jour après concertation entre le Concessionnaire et l’Autorité
Concédante, notamment en cas :
• d’évolution des cibles principales de traitement visées à l’Article 11 ;
• d’évolutions technologiques pertinentes pour la distribution publique de gaz ;
• d’évolution du cadre juridique, notamment législatif ou réglementaire, applicable à la distribution
publique de gaz ;
• d’évolution affectant les conditions techniques et économiques de la distribution publique de gaz
sur la Concession ;
• d’évolution des documents de planification territoriale définis par les collectivités présentes sur
le territoire de la Concession ;
• de souhait des Parties de modifier les ambitions, les objectifs ou les indicateurs quantitatifs du
Schéma Directeur ;
• d’évolution du périmètre de la Concession.
Article 40.3 Programmes Pluriannuels des Investissements (PPI)
Pour la mise en œuvre du Schéma Directeur, le Concessionnaire et l’Autorité Concédante, élaborent par
période de 5 années un Programme Pluriannuel des Investissements (PPI) : le premier Programme
Pluriannuel des Investissements est objet de l’annexe B au présent cahier des charges, qui précise
également les modalités pratiques de suivi et d’élaboration des PPI suivants.
Pour l’élaboration de chaque PPI, l’Autorité Concédante s’engage à communiquer les programmes de
travaux dont elle a connaissance sur son territoire, notamment les travaux d’aménagement (nouvelles zones
d’activités ou de logements, grands travaux urbains, …) et toute information pertinente relative à de tels
projets.
1°) Contenu
Chaque Programme Pluriannuel des Investissements décline les ambitions du Schéma Directeur des
Investissements, ainsi que les objectifs assortis d’engagements pour les Programmes Spécifiques.
Le Concessionnaire et l’Autorité Concédante peuvent également définir des zones d’actions prioritaires
sur le territoire de la Concession.
Chaque PPI comporte :
• une actualisation du diagnostic technique des ouvrages de la Concession ;
• une actualisation des éléments de prospective, établis dans le cadre du Schéma Directeur ;
• une présentation des investissements prévisionnels en déclinaison des ambitions du Schéma
Directeur ; Page 54 sur 200
• pour les Programmes Spécifiques, le détail des engagements quantitatifs du Concessionnaire
(par ex. linéaires renouvelés, ouvrages construits, etc.), les estimations financières qui s’y
rattachent, ainsi que les indicateurs de suivi de réalisation de ces objectifs d’investissements.
Les investissements prévisionnels sont exposés dans un tableau détaillé du Programme Pluriannuel, qui
précise notamment les objectifs assortis d’engagements pour les Programmes Spécifiques.
Ces investissements sont décrits en euros constants.
2°) Suivi
Un point d’avancement du Programme Pluriannuel des Investissements est réalisé entre l’Autorité
Concédante et le Concessionnaire, au minimum une fois par an.
A cette occasion, le Concessionnaire présente à l’Autorité Concédante l’état d’avancement de la
réalisation des objectifs d’investissements mis à jour et les prévisions d’investissements actualisées sur
la durée du Programme Pluriannuel, ainsi que sur un horizon glissant de cinq ans. Les prévisions
d’investissements pour les périodes au-delà du Programme Pluriannuel en cours sont évoquées pour
information.
Le niveau de réalisation des objectifs du Concessionnaire est mesuré au moyen des indicateurs de suivi
définis lors de l’élaboration du PPI.
A l’issue de chaque Programme Pluriannuel, l’Autorité Concédante et le Concessionnaire se rapprochent
pour établir le bilan des investissements effectivement réalisés. Le Programme Pluriannuel suivant sera
élaboré sur la base de ce bilan et des perspectives évoquées lors de chaque bilan annuel. Il peut faire
l’objet d’une approbation par l’organe délibérant de l’Autorité concédante, et dans ce cas sera annexé
au Contrat de concession.
Les modalités pratiques de suivi du Programme Pluriannuel sont précisées dans l’annexe B.
Les investissements y sont mesurés en euros courants.
En cas d’avis divergeant entre l’Autorité Concédante et le Concessionnaire sur le contenu d’un
Programme Pluriannuel, les trajectoires des Programmes Spécifiques telles que définies dans le
Schéma Directeur s’appliquent par défaut de manière engageante jusqu’à ce qu’un accord soit trouvé
entre les Parties.
3°) Engagements
S’il est constaté contradictoirement, à l’issue de chaque Programme Pluriannuel des Investissements,
que les objectifs assortis d’engagements pour les Programmes Spécifiques n’ont pas été atteints,
l’Autorité Concédante, après avoir entendu les observations du Concessionnaire, peut appliquer des
pénalités financières, telles que définies à l’Article 45.
Le Concessionnaire sera toutefois délié de tout ou partie de ses engagements au titre d’un Programme
Pluriannuel donné, lorsque la non-réalisation du ou des engagements concernés n’est pas de son seul
fait et résulte :
• d’un cas de force majeure ;
• du fait d’un tiers au Contrat ou de l’Autorité Concédante ;
• de retards ou non obtention – ne résultant pas d’une carence du Concessionnaire - des
autorisations administratives notamment les autorisations données par le gestionnaire de voirie,
dans la mesure où la non-obtention dans les délais empêcherait le Concessionnaire de respecter
son engagement ; Page 55 sur 200
• de l’évolution du cadre juridique, notamment législatif ou réglementaire.
Dans ces cas, l'Autorité Concédante est avertie par le Concessionnaire dès qu'il a connaissance de
l'impact sur ses engagements au titre d’un Programme Pluriannuel. Le Concessionnaire s’efforce de
limiter les conséquences des évènements rencontrés. A la demande de l’une ou l’autre des Parties, le
Concessionnaire et l’Autorité Concédante se rencontrent afin d’examiner la nécessité de réviser ledit
Programme.
Il est rappelé que le Concessionnaire, pour la bonne mise en œuvre de ses missions et obligations de
service public, peut également être amené à réaliser des investissements non prévus aux Programmes
Pluriannuels.
Article 40.4 Programmes Annuels
Chaque Programme Pluriannuel des Investissements est décliné, chaque année, en un Programme Annuel,
élaboré par le Concessionnaire après concertation avec l’Autorité Concédante.
Le Concessionnaire communique chaque année N à l’Autorité Concédante :
• le compte-rendu du Programme Annuel réalisé l’année N-1 sous sa maîtrise d’ouvrage ;
• la liste des principales opérations réalisées sur le territoire de la Concession en précisant leur
localisation, leur descriptif succinct, les quantités, le montant des travaux et la répartition du
financement ;
• la contribution de ces travaux au Programme Pluriannuel en cours.
A cette occasion, le Concessionnaire informe l’Autorité Concédante, le maire de la commune concernée
et/ou le gestionnaire de voirie concerné des chantiers structurants, réalisés en dehors du territoire de la
Concession, et ayant un impact sur celle-ci.
Les travaux prévus au Programme Annuel respectent les conditions, en particulier de protection de
l’environnement, énoncées à l’Article 20.
Les modalités de présentation et de suivi du Programme Annuel sont définies d’un commun accord entre les
Parties, et détaillées dans l’annexe C.
Les investissements réalisés y sont mesurés en euros courants.
Le Programme Annuel est présenté à l'occasion des conférences départementales prévues par l’article L.
2224-31 du Code général des collectivités territoriales.
Article 41 Compte-rendu d’activité de la Concession
Article 41.1 Dispositions générales
Le Concessionnaire remet chaque année civile à l’Autorité Concédante, dans un délai conforme à la
réglementation en vigueur42, un compte-rendu d’activité de la Concession (« CRAC ») pour l’année écoulée.
Le contenu du CRAC fait l’objet de l’annexe 3.
42 Soit au plus tard le 1er juin de chaque année selon la réglementation en vigueur à la date de signature du Contrat Page 56 sur 200
Il contient a minima l’ensemble des informations prévues aux articles D. 2224-48 et suivants du code général
des collectivités territoriales.
Le Concessionnaire présente le CRAC à l’Autorité Concédante lors d’une réunion dont la date est fixée par
l’Autorité Concédante après concertation avec le Concessionnaire.
Le cas échéant, l’Autorité Concédante liste les points devant faire l’objet d’une présentation approfondie lors
de cette réunion.
Article 41.2 Indicateurs de qualité de service et de sécurité
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire mettent en place un système de suivi de la qualité du service
rendu conformément aux articles D. 2224-50 et D.2224-51 du code général des collectivités territoriales.
1. Finalité
Les indicateurs constituent des paramètres, le plus souvent chiffrés, permettant de suivre et d’évaluer
la qualité du service public.
Regroupés par grandes familles et critères de synthèse, ils sont destinés à :
• suivre l’activité du Concessionnaire par la collecte des données les plus caractéristiques de la
Concession ;
• améliorer en continu la performance et la qualité des services rendus par le Concessionnaire, et
en particulier la sécurité du Réseau.
2. Contenu
Sous réserve de dispositions complémentaires dans l’arrêté mentionné à l’article D.2224-51 du code
général des collectivités territoriales, les indicateurs retenus sont détaillés dans la grille en annexe 4.
Cette grille constitue la liste des indicateurs de suivi d’activité et de qualité de service et de sécurité que
le Concessionnaire s’engage à transmettre pour chaque année civile à l’Autorité Concédante dans le
CRAC.
Ces indicateurs portent notamment sur les domaines suivants :
• Qualité et sécurité du Réseau ;
• Activités de maintenance ;
• Qualité des services ;
• Raccordements et Transition écologique (Gaz renouvelable, réseaux intelligents, …) ;
• Connaissance du patrimoine ;
• Cartographie des réseaux.
En particulier, les indicateurs majeurs de sécurité et de maintenance sont restitués sous forme graphique
(« Radar Sécurité ») permettant une visualisation synthétique des résultats dans ces domaines.
Article 42 Contrôle de la Concession
Prérogatives de l’Autorité concédante :
L’Autorité Concédante exerce le contrôle du bon accomplissement des missions de service public définies
par le Contrat de Concession.
Dans le cadre de ses prérogatives de contrôle, l’Autorité Concédante a la possibilité, par l’intermédiaire de
ses agents dûment habilités ou de tout organisme mandaté par elle, de procéder à tout moment à toutes
vérifications utiles, y compris par la réalisation d’audits sur site portant sur les ouvrages concédés. Page 57 sur 200
Les agents de l’Autorité Concédante ou de tout organisme mandaté par elle ne peuvent en aucun cas
intervenir dans la gestion de l’exploitation du service public concédé.
Dans ce cadre, toutes les informations et tous les documents sollicités par l’Autorité Concédante lui sont
remis gratuitement par le Concessionnaire dans les délais fixés en accord avec elle.
Si le Concessionnaire n’est pas en mesure de fournir immédiatement les informations et documents
demandés, il accuse réception par écrit de la demande de l’Autorité Concédante dans un délai maximal de
quinze jours à compter de la demande.
Le Concessionnaire s’engage à répondre dans un délai maximum de 2 mois, sauf dans les cas dûment
justifiés pour lesquels les informations ne sont pas immédiatement disponibles ou nécessitent une évolution
des systèmes d’informations.
L’annexe 5 présente le socle minimal de données mises à disposition de l’Autorité Concédante pour
l’exercice de ses compétences. L’annexe 4 présente les indicateurs de qualité de service et de sécurité.
L’annexe 6 présente les indicateurs dédiés à la mesure de la performance.
Article 42.1 Information sur les Raccordements au réseau de transport
Dans le cadre du contrôle, le Concessionnaire informera l’Autorité Concédante en cas d’accord donné pour
un Raccordement de client sur le réseau de transport de gaz, résultant d’une impossibilité de le raccorder
au Réseau, en application des dispositions de l’article L. 453-1 du code de l’énergie, et ce dans le respect
des dispositions législatives et réglementaires encadrant la communication des données à caractère
personnel.
Article 42.2 Echange contradictoire
Dans l’hypothèse où un contrôle conduit à la rédaction d’un rapport par l’Autorité Concédante, celle-ci
informe préalablement le Concessionnaire de ses conclusions, afin de lui permettre de présenter ses
observations sous un mois maximum par écrit.
Les points de divergence identifiés entre l’Autorité Concédante et le Concessionnaire donnent lieu à un
échange contradictoire dans un délai déterminé entre les Parties.
L’Autorité Concédante transmet le rapport définitif au Concessionnaire.
Article 43 Données
Article 43.1 Cadre général
Les données dont la communication est prévue au Contrat sont transmises et traitées dans le respect de la
législation et de la réglementation en vigueur.
Conformément aux dispositions de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, le
Concessionnaire tient à la disposition de l’Autorité Concédante les informations existantes d'ordre
économique, commercial, industriel, financier ou technique, utiles à l'exercice des compétences de celle-ci.
Il les met à la disposition de l’Autorité Concédante sous un format informatique exploitable lorsque ce format
est disponible sur le marché.
Sont notamment concernées toutes les informations utiles à l’Autorité Concédante ou à un tiers missionné
par elle pour l’exercice du contrôle du bon accomplissement par le Concessionnaire des missions de service Page 58 sur 200
public et du respect de ses engagements, ainsi que pour l’élaboration et l’évaluation des schémas et plans
visés au chapitre vii du présent Contrat.
1. Protection des données personnelles
Le Concessionnaire est responsable et garant de la protection des données personnelles, selon la
législation et la règlementation en vigueur, et notamment au titre du Règlement Général de Protection
des Données (RGPD), pour les besoins liés à l’exploitation du Service concédé.
Pour les traitements de données qu’elle souhaite réaliser, l’Autorité Concédante est responsable et
garante de la protection des données personnelles, selon la législation et la règlementation en vigueur,
et notamment au titre du RGPD.
2. Open Data
La publication des données publiques du service public relève de la responsabilité exclusive de l’Autorité
concédante.
En application de l’article L.111-77-1 du Code de l’énergie, le Concessionnaire est chargé :
- de procéder au traitement des données visées à cet article dans le respect des secrets protégés
par la loi ;
- de mettre ces données à disposition du public par voie électronique, dans un format ouvert,
aisément réutilisable et exploitable par un système de traitement automatisé sous une forme
agrégée garantissant leur caractère anonyme.
3. Confidentialité
L’Autorité Concédante est responsable de l’utilisation et du traitement qu’elle fait des données
auxquelles elle a eu accès en sa qualité d’Autorité Concédante, dans le respect des dispositions
législatives et réglementaires en vigueur.
Elle est en particulier responsable du respect de la confidentialité des Informations Commercialement
Sensibles et des Données à Caractère Personnel transmises.
Elle s’engage par ailleurs à ne pas révéler les informations à caractère confidentiel, qui lui aurait été
spécifiées comme telles par le Concessionnaire, et dont elle a pu avoir connaissance dans le cadre du
Contrat, sauf à un tiers missionné par elle dans le cadre de sa mission de contrôle et pour les stricts
besoins de cette mission. Ce tiers est tenu à la même obligation de confidentialité. Ces dispositions
pourront être complétées le cas échéant dans l’annexe 1.
Article 43.2 Données cartographiques
Le Concessionnaire fournit à l’Autorité Concédante une fois par an, sur sa demande et dans un délai
maximum d'un mois, les plans ou extraits de plan des réseaux mis à jour des données cartographiques ci-
après, le cas échéant pour chaque commune du périmètre de la Concession. L’annexe 1 en précise
éventuellement les modalités.
La fourniture de données informatiques fait l’objet de modalités portées en annexe 1, qui précisent
notamment les attributs, leur format et le support de transmission.
Les données moyenne échelle (1/2000ème) fournies sont les suivantes :
▪ le tracé des réseaux de distribution de gaz ;
▪ la matière, le diamètre, le niveau de pression et la décennie ou l’année de pose des canalisations ;
▪ l’objet des canalisations abandonnées (mises hors service) laissées en place ainsi que leur diamètre, matière ; Page 59 sur 200
▪ les robinets de réseaux utiles à l’exploitation ;
▪ les Branchements tels que reportés sur la cartographie moyenne échelle ;
▪ la position des postes de livraison et de distribution publique.
▪ la position des postes d’injection,
▪ les émergences de réseau en fonction de l’avancement du PCRS uniquement dans le cadre d’une convention spécifique,
L’Autorité Concédante s’engage à ne pas utiliser les données ci-dessus pour la réalisation de travaux à
proximité des ouvrages de distribution de gaz, et à respecter pour ces travaux, la réglementation applicable
en la matière.
Sur demande ponctuelle de l’Autorité Concédante et dans le cas de travaux ayant entraîné une modification
substantielle du Réseau, le Concessionnaire transmet à l’Autorité Concédante le plan du Réseau de la
Concession. L’annexe 1 en précise éventuellement les modalités.
Les plans remis à l’Autorité Concédante comportent les canalisations et Branchements abandonnés
représentés en cartographie moyenne échelle.
Par ailleurs, le Concessionnaire s’engage, s’agissant des Plans Corps de Rue Simplifiés (PCRS) :
- à étudier avec l’Autorité Concédante la faisabilité de l’élaboration d’un PCRS à l’échelon local le plus approprié ;
- à étudier avec l’Autorité Concédante les modalités de sa contribution à l’établissement des fonds de plans du (des) PCRS couvrant le territoire de la Concession de façon à optimiser collectivement les coûts engendrés par l’opération, en application du Protocole national d’accord de déploiement d’un PCRS du 24 juin 2015 ;
- à communiquer à l’Autorité Concédante ou à son (ses) mandataire(s) les données cartographiques grande échelle (1/200ème) utiles à l’établissement du (des) PCRS couvrant le territoire de la Concession ;
- à utiliser le(s) PCRS couvrant le territoire de la Concession dès lors qu’il(s) est (sont) disponible(s), conformément aux dispositions de l'arrêté du 15 février 2012 modifié.
Article 43.3 Données de consommation
Le Concessionnaire rend accessible à l’Autorité Concédante les données de consommation selon la
règlementation en vigueur, notamment afin de contribuer aux opérations visées au chapitre viii.
Il s’agit notamment des données de consommation annuelles agrégées et anonymisées à la maille du
territoire de la Concession, du quartier (IRIS), de la rue et de l’adresse selon les dispositions des articles
D.111-52 et suivants du Code de l’énergie.
Les données de consommation pourront par ailleurs être décomposées en sous-secteur ou branches pour
le tertiaire et en sous-secteur pour le résidentiel selon les dispositions du décret n° 2016-973 du 18 juillet
2016 ou encore par code NAF lorsque cela sera possible.
Ces données sont rendues accessibles après contrôle et traitement par le Concessionnaire, soit via un portail
dédié, soit via l’interlocuteur habituel de l’Autorité Concédante.
La fourniture de ces données se fait sans facturation sauf traitements particuliers nécessitant des
développements informatiques spécifiques dûment justifiés. Page 60 sur 200
Article 43.4 Données techniques et patrimoniales
Afin de faciliter l’exercice par l’Autorité Concédante du contrôle du bon accomplissement des missions de
service public définies par le Contrat, le Concessionnaire met à disposition une plateforme de données à
accès sécurisé, accessible depuis le portail digital dédié aux collectivités locales.
La liste des jeux de données disponibles à la date de signature du Contrat est fournie en annexe 5.
Article 43.5 Données utiles à l’élaboration du compte financier unique et à la certification des comptes de l’Autorité Concédante
La généralisation du compte financier unique et de l’instruction budgétaire et comptable M57 nécessite des
transmissions de données entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante.
Dans le cadre de l’accompagnement dans ces démarches, le Concessionnaire fera tous ses efforts pour
transmettre les données nécessaires à l’élaboration du compte financier unique et à la certification des
comptes à l’échelle de la concession.
Le Concessionnaire répond aux demandes de circularisation de fin d’exercice et transmet toute information
nécessaire à la certification des comptes publics, émanant des juridictions financières administratives ou des
commissaires aux comptes et experts comptables mandatés par l’Autorité Concédante.
Ces informations sont définies au vu des dispositions règlementaires, ou décrites dans le recueil des normes
comptables pour les entités publiques locales, ou conformes aux normes d’exercice professionnel des
commissaires aux comptes et des experts comptables. Ces informations sont précisées à l’article 7 de
l’annexe 1 du présent cahier des charges.
Article 44 Mesure de la performance du Concessionnaire
Les Parties conviennent de mettre en place un système de mesure de la performance globale du
Concessionnaire, fondé notamment sur les trois types d’indicateurs suivants :
- indicateurs relatifs au patrimoine de l’Autorité Concédante et mesurant les écarts entre l’inventaire comptable et les bases techniques du Concessionnaire ;
- indicateur relatif au temps de coupure moyen des Clients de la Concession ;
- indicateur relatif à la qualité de service aux Clients.
Le périmètre, les modalités de calcul, objectifs et pénalités associés à ces indicateurs sont définis dans
l’annexe 6. Ces éléments peuvent être mis à jour ou modifiés en cas de besoin d’un commun accord entre
les Parties.
Le cas échéant, des modalités complémentaires pourront être intégrées à cette annexe par accord entre le
Concessionnaire et l’autorité Concédante.
Ces indicateurs sont assortis d’objectifs engageants, raisonnables et atteignables, dont la non-atteinte par
le Concessionnaire pourra donner lieu à pénalités appliquées par l’Autorité Concédante, dans les conditions
visées à l’Article 45.2.
Conformément aux dispositions de l’article 4 de la Convention de Concession, les Parties se rencontreront
au minimum tous les cinq ans afin d’examiner l’opportunité d’adapter ce système de mesure, et en particulier
les indicateurs visés ci-dessus. Page 61 sur 200
Article 45 Pénalités
Faute par le Concessionnaire de remplir les obligations fixées au Contrat, des pénalités, visées aux articles
ci-dessous, peuvent lui être appliquées par l'Autorité Concédante sauf en cas de force majeure ainsi qu'en
cas d'incident non imputable au Concessionnaire.
Les pénalités sont prononcées par l'Autorité Concédante, le Concessionnaire préalablement entendu. Le
montant total des pénalités d’une année N est plafonné annuellement à 0,6% des recettes d’acheminement
enregistrées sur le périmètre de la Concession en année N-1.
Les pénalités sont payées par le Concessionnaire dans un délai de trente jours à compter de la réception du
titre de recettes correspondant. En cas de retard de paiement, leur montant est majoré de l’intérêt au taux
légal.
Le paiement des pénalités n’exonère pas le Concessionnaire de son éventuelle responsabilité civile ou
pénale vis-à-vis des utilisateurs du Réseau et des tiers.
Les conditions dans lesquelles le Concessionnaire conteste le bien-fondé des pénalités sont définies à
l’Article 46.
Article 45.1 Pénalités en cas de non-respect d’un Programme Pluriannuel
La réalisation du Programme Pluriannuel est évaluée sur la base des travaux réalisés et mis en service
pendant la période concernée.
A l’issue de chaque Programme Pluriannuel et conformément à l’Article 40.3, les engagements du
Concessionnaire sont respectés dès lors que les objectifs quantitatifs pour chaque programme spécifique
ont été atteints ou dépassés sur l’intégralité du périmètre cible de la convention de Concession intégrant les
différentes extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3 de la convention.
Dans le cas où tout ou partie de ces objectifs quantitatifs ne sont pas atteints, l’Autorité Concédante peut
appliquer la pénalité suivante au périmètre de la Convention de Concession, tel qu’il est à la date d’examen
des objectifs :
𝑃é𝑛𝑎𝑙𝑖𝑡é = ∑ 𝑄𝑜. 𝑃𝑈𝑜. 𝑇𝑎𝑢𝑥
𝑜
Où
O : ouvrages concernés par les Programmes Spécifiques du PPI
Qo : différence entre la quantité d’ouvrages qui aurait dû être traitée* selon les engagements du PPI et la quantité d’ouvrages effectivement traitée sur la période du PPI. Qo est exprimée en mètre linéaires pour les canalisations de réseau ou en unité pour les autres ouvrages.
PUo : pour chaque catégorie d’ouvrages concernés, moyenne unitaire (en EUR/mètre ou EUR/unité), sur la période du PPI, des valeurs initiales telles que figurant dans les états de valorisation du patrimoine de la Concession.
TAUX : est égal à 5%.
Les quantités non-réalisées au titre du Programme Pluriannuel sont reportées sur le PPI suivant et soumises
à obligation de réalisation dans le cadre de ce nouveau PPI.
En cas de réalisation supérieure à l’objectif défini dans le Programme Pluriannuel, les quantités en surplus
peuvent être défalquées de l’objectif du PPI suivant. Page 62 sur 200
* On entend par le terme « traitée » les cas non exhaustifs de construction d’ouvrages, de renouvellement
d’ouvrages, d’abandon d’ouvrages qui ne sont plus utiles à l’exploitation ou de modernisation et/ou de
modification d’ouvrages (à titre d’exemple la pose d’un dispositif de sécurité). Les éventuelles corrections
d’inventaires ne sont pas prises en compte dans les quantités d’ouvrages traitées. Pour les Programmes
Spécifiques consistant à résorber totalement un type d’ouvrages, les éventuelles corrections d’inventaires
sont prises en compte pour adapter la cible à atteindre du Programme Pluriannuel correspondant à
l’échéance de résorption.
Article 45.2 Pénalités résultant d’un défaut de performance du Concessionnaire
Sans préjudice des autres sanctions prévues par le Contrat, le manque de performance du Concessionnaire
à la maille de l’intégralité du périmètre contractuel cible de la Convention de Concession intégrant les
différentes extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3 de la convention, peut donner lieu à
l’application des pénalités décrites à l’annexe 6 sur le périmètre contractuel cible résultant des différentes
extensions réalisées ou à venir prévues à l’article 3 de la Convention de concession.
Article 45.3 Pénalités en cas de défaut de fourniture d’information
A défaut de production par le Concessionnaire, dans les délais prévus, d’un des documents suivants :
• Programme Annuel visé à l’Article 40.4 ;
• Bilan des investissements effectivement réalisés à l’issue de chaque Programme Pluriannuel visé à l’article 40.3 ;
• Plan du réseau concédé visé à l’Article 43.2 ;
• Compte-rendu d’activité de concession (CRAC) visé à l’Article 41 ainsi que les données visées à l’Annexe 4 dédiée aux indicateurs de qualité de service et de sécurité, à l’annexe 5 dédiée aux données mises à disposition de l’Autorité Concédante et à l’annexe 6 dédiée à la mesure de la performance ;
• Bilan à l’échéance du Contrat visé à l’Article 56 ;
• Document(s) sollicité(s) par l’Autorité Concédante dans le cadre de l’Article 42.
et après mise en demeure par l'Autorité Concédante par lettre recommandée avec accusé de réception
restée sans suite pendant quinze jours, le Concessionnaire versera à celle-ci une pénalité égale à 1000
(mille) euros par document et par jour de retard à compter de l’expiration du délai de quinze jours. Ce montant
sera réévalué annuellement de l’indice ING, suivant la formule [1000 x IngN/Ing0] avec IngN et Ing0 définis
à l’Article 6.1
Toute demande de dépassement de délai peut être acceptée par l’Autorité Concédante, à réception d’un
courrier motivé du Concessionnaire justifiant les faits.
Article 46 Règlement des litiges
En cas de survenance d’un différend entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante, la Partie la plus
diligente transmet à l’autre Partie un mémoire exposant les motifs du différend et les conséquences qui en
résultent, quelle que soit leur nature (administrative, technique et/ou financière).
L’autre Partie lui transmet en réponse une proposition pour le règlement du différend dans un délai de 45
jours à compter de la réception du mémoire. Page 63 sur 200
Dans le cas où la Partie à l’origine du mémoire ne s’estimerait pas satisfaite de la proposition de règlement
du différend, il est procédé à la nomination d’une Commission de conciliation.
Cette Commission comprend trois représentants de l’Autorité Concédante, trois représentants du
Concessionnaire et le cas échéant un expert désigné d’un commun accord entre les Parties. Les honoraires
de l’expert sont pris en charge à parts égales par les Parties.
Les Parties ne sont pas liées par les débats ou avis émanant de cette Commission.
La Commission de conciliation dispose alors d’un délai de deux mois, à compter de sa saisine par l’une ou
l’autre des Parties, pour rendre son avis. A compter de l’avis de la Commission de consultation, et faute
d'accord trouvé sous huit (8) semaines après communication de cet avis, les Parties peuvent soumettre le
litige à la juridiction compétente. Page 64 sur 200
VIII. TRANSITION ECOLOGIQUE ET TERRITOIRES
En application des dispositions du présent chapitre, l’Autorité Concédante et le Concessionnaire peuvent
préciser en annexe 2 les actions à mettre en œuvre au service de la transition écologique du territoire en
lien avec les enjeux et le cadre applicable à la distribution publique du gaz. Il est entendu que, si ces actions
font l’objet de conventions d’une durée limitée, le Concessionnaire s’engage, au titre des actions pour la
transition écologique du périmètre de la Concession, à renouveler ces conventions tout au long du Contrat
de Concession.
Article 47 Planification énergétique territoriale
L’Autorité Concédante peut construire et piloter un schéma directeur des énergies sur son territoire auquel
sera associé le Concessionnaire ou participer à l’élaboration de tels schémas directeurs pilotés par les
collectivités présentes sur son territoire, en prenant notamment en compte les objectifs définis dans les
documents de planification énergétique et de développement de l’espace urbain (SRCAE, SRADDET, PLU,
PCAET, etc.).
L’Autorité Concédante contribue en outre à l’élaboration et à l’évaluation des schémas régionaux
d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires ou le cas échéant du schéma régional
du climat, de l’air et de l’énergie, notamment en répondant aux demandes d’avis des préfets de région et
présidents de conseils régionaux. Elle contribue également à l’élaboration des plans climat-air-énergie
territoriaux.
Dans ce cadre, le Concessionnaire, dans les conditions définies par la réglementation en vigueur,
communique à l’Autorité Concédante et aux collectivités ou établissements publics compétents dont le
territoire recouvre en tout ou en partie le périmètre de la Concession, les données issues des dispositifs de
comptage utiles à l’exercice de leurs compétences, en particulier celles permettant d’élaborer et d’évaluer
les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires prévus aux
articles R.4251 et suivants du code général des collectivités territoriales ou le cas échéant le schéma régional
du climat, de l’air et de l’énergie , et les plans climat-air-énergie territoriaux prévus par les articles L. 222-1 à
L. 222-3, L. 229-25 et L. 229-26 du code de l'environnement. L’Autorité Concédante est préalablement
informée de la transmission à d’autres collectivités ou établissements publics des données relatives au
territoire concerné de la Concession.
Les données concernées, telles que mentionnées par les textes précités applicables, et les modalités de leur
communication sont précisées à l’Article 43.3 et le cas échéant à l’annexe 1.
Le Concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, peut fournir à l’Autorité Concédante et aux
collectivités ou établissements publics précités, à leur demande, des données complémentaires ou plus
détaillées que celles mentionnées ci-dessus définies dans le cadre d’une convention locale. Le cas échéant,
ces données peuvent être facturées par la Concessionnaire à l’Autorité Concédante, sur la base de
justificatifs.
Le Concessionnaire communique également, sur demande de l’Autorité Concédante ou d’un tiers dûment
autorisé, les données de consommation précitées aux observatoires de l’énergie déployés sur le territoire
de la Concession.
Le Concessionnaire s’engage par ailleurs à accompagner l’Autorité Concédante dans sa réflexion sur la
complémentarité du gaz avec les autres énergies. Page 65 sur 200
Article 48 Aménagement de l’espace urbain
Sous réserve de leur accord, les collectivités ou établissements publics compétents en matière d’urbanisme
ou, le cas échéant, l’Autorité Concédante, si cette dernière dispose de la compétence ou met à disposition
ses services au titre de l’article L.5721-9 du code général des collectivités territoriales, peuvent associer le
Concessionnaire à l’élaboration des documents d’urbanisme applicables à l’intérieur du périmètre de la
Concession (SCOT, PLU et PLUI en particulier), en le consultant le plus en amont possible. Les modalités
de cette association peuvent faire l’objet d’une convention locale.
Dans le respect de la règlementation et du cadre régulatoire en vigueur, le Concessionnaire peut apporter
son expertise aux collectivités ou établissements publics compétents dans le périmètre de la Concession,
ou à l’Autorité Concédante si cette dernière dispose de la compétence ou met à disposition ses services au
titre de l’article L.5721-9 du code général des collectivités territoriales, dans leurs opérations d’aménagement
de l’espace urbain, de requalification urbaine ou de constitution d’écoquartiers, de façon à leur permettre
d’apprécier les effets des opérations considérées en matière de gestion du Réseau public de distribution de
gaz.
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire recherchent un dialogue en amont de la réalisation de ces
opérations. Une convention entre le Concessionnaire et l’Autorité Concédante, si cette dernière dispose de
la compétence, ou met à disposition ses services au titre de l’article L.5721-9 du code général des
collectivités territoriales dans le domaine de l’urbanisme, ou son mandataire, peut fixer les modalités de ces
échanges.
Le Concessionnaire peut réaliser des études portant sur des développements, renforcements ou
déplacements d’ouvrages nécessaires à ces opérations à la demande :
- de l’Autorité Concédante, si cette dernière dispose de la compétence ou si elle aussi concernée en sa qualité d’autorité organisatrice de la distribution publique d’énergie ; - ou des collectivités ou établissements publics compétents.
Une convention entre les parties prenantes pourra fixer les modalités de réalisation de ces études, dans le
respect de la réglementation applicable et du cadre régulatoire en vigueur.
Article 49 Raccordement des installations de production de biométhane ou d’autres Gaz renouvelables
Le Raccordement des installations de production de biométhane visées au présent article est régi notamment
par les articles L.453-9 et L.453-10 du code de l’énergie et leurs textes d’application.
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire s’engagent à modifier le cas échéant les dispositions du Contrat
de Concession pour intégrer toute évolution législative ou réglementaire permettant d’injecter d’autres Gaz
renouvelables (y compris de l’hydrogène renouvelable le cas échéant) dans le réseau de distribution publique
de gaz.
Dans le cadre de la consultation des autorités organisatrices de la distribution de gaz visée à l’article D.453-
21 du code de l’énergie, le Concessionnaire fournit l’ensemble des données nécessaires pour que l’Autorité
Concédante puisse émettre un avis sur le zonage de Raccordement des installations à un réseau de gaz et
notamment : capacité d’accueil du Réseau à date et après renforcement, nombre et statut des projets,
gisement potentiel, valeur du ratio technico-économique dit « I/V » visé aux articles D.453-23 et D.453-24
du code de l’énergie et défini à l’arrêté du 28 juin 2019. Page 66 sur 200
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire échangent par ailleurs sur leur ambition en termes d’injection
de Gaz renouvelable sur le Réseau concédé. Cette ambition est à prendre en compte dans le Schéma
Directeur visé à l’Article 40.2.
Les Parties peuvent notamment collaborer à diverses études, par exemple des études de gisements pour
connaître le potentiel du territoire, impulser une démarche concernant le développement des Gaz
renouvelables en injection sur le Réseau et améliorer l’appropriation de cette thématique par les acteurs du
territoire.
Le Concessionnaire informe l’Autorité Concédante des demandes de Raccordement d’installations de
production de biométhane ou d’autre Gaz renouvelable au Réseau ainsi que du calendrier de réalisation, au
titre des prérogatives de contrôle de l’Autorité Concédante et le cas échéant de manière anonymisée dans
le cadre des Programmes Annuels visés à l’Article 40.4.
Le Concessionnaire communique également, sur demande de l’Autorité Concédante ou d’un tiers dûment
autorisé, des données agrégées et anonymisées aux observatoires de l’énergie déployés sur le territoire de
la Concession.
Article 50 Raccordement des stations d’avitaillement GNV/bioGNV
Dans le respect de la législation, de la réglementation et du cadre régulatoire en vigueur, le Concessionnaire
répond aux demandes du ou des porteurs de projets d’implantation de stations d’avitaillement en Gaz Naturel
Véhicule (GNV ou bioGNV pour sa version issue du biométhane) sur le territoire de la Concession,
notamment en leur apportant une information concernant les effets des différentes solutions techniques sur
la gestion du Réseau public de distribution de gaz. Cette information est également communiquée à l’Autorité
Concédante lorsqu’elle est elle-même porteuse, directement ou indirectement, d’un projet d’implantation de
station comme le permet l’article L.2224-37 du code général des collectivités territoriales.
En application de l’article L.2224-37 du code général des collectivités territoriales, le Concessionnaire ainsi
que l’Autorité Concédante, émettent un avis sur les projets de création de stations d’avitaillement
GNV/bioGNV visés à l’article précité, en échangeant les informations nécessaires préalablement à la
notification de leurs avis respectifs.
Dans ce cadre, le Concessionnaire informe systématiquement l’Autorité Concédante de chaque projet de
Raccordement de station ainsi que du calendrier de réalisation du Raccordement.
Le Concessionnaire communique également, sur demande de l’Autorité Concédante ou d’un tiers dûment
autorisé, des données agrégées et anonymisées aux observatoires de l’énergie déployés sur le territoire de
la Concession.
Dans ce cadre, le Concessionnaire s’engage à proposer à l’Autorité Concédante intervenant en matière
d’implantation de stations d’avitaillement GNV/bioGNV ou, le cas échéant, aux collectivités ou
établissements publics compétents sur le territoire de la Concession, sous réserve de leur accord et dans le
respect de la législation et de la réglementation en vigueur, des études permettant d’optimiser l’implantation
et le dimensionnement des infrastructures au regard des contraintes du Réseau public de distribution,
notamment en ce qui concerne la pression disponible. Page 67 sur 200
Article 51 Compteurs communicants
Conformément au cadre régulatoire en vigueur et aux dispositions du code de l’énergie concernant le
déploiement des systèmes de comptage évolués, des Compteurs communicants sont installés par le
Concessionnaire.
Le Concessionnaire s’engage, d’une part, à informer suffisamment en amont l’Autorité Concédante et, le cas
échéant, les communes concernées de son territoire, sur le processus et le calendrier de déploiement de
ces Compteurs et, d’autre part, à réaliser régulièrement un point de son avancement jusqu’à sa complète
réalisation.
Le Concessionnaire s’engage à :
- informer chaque Client, avec un mois de préavis, du remplacement de son Compteur et des modalités de cette intervention (période d’intervention, nom de l’entreprise de pose, numéro du service client du Concessionnaire) ;
- délivrer une information de qualité sur ces Compteurs, notamment dans l’espace dédié de son site internet, dans la notice d’utilisation remise lors de la pose et via son service client ;
- contribuer à des actions d’information sur le contexte législatif et réglementaire et de sensibilisation aux nouvelles perspectives ouvertes par les fonctionnalités des Compteurs communicants.
L’Autorité Concédante peut contribuer aux actions menées par le Concessionnaire et proposer des actions
complémentaires tendant à informer les Clients de la finalité de la mise en place des Compteurs
communicants et des bénéfices qui en résultent pour eux-mêmes et pour le fonctionnement du service public
de la distribution de gaz.
Le Compte-Rendu d’Activité visé à l’Article 41 comporte des indicateurs spécifiques aux Compteurs
communicants, ainsi qu’un retour d’expérience sur l’usage de ces Compteurs, les actions de sensibilisation
des Clients finals menées par le Concessionnaire et les outils de suivi des consommations mis à disposition
par le Concessionnaire, en lien avec les dispositions de l’Article 52.
Article 52 Maîtrise de la demande en gaz
Le Concessionnaire met en œuvre des actions visant à améliorer l’efficacité énergétique du Réseau public
de distribution de gaz concédé et constituant des solutions alternatives au renforcement de ce réseau et
économiquement justifiées.
Il informe l’Autorité Concédante des actions menées à cet effet lors de la présentation du Compte-Rendu
d’Activité visé à l’Article 41.
Les données concernées et les modalités de leur mise à disposition sont précisées à l’Article 43.3.
Au titre de son activité de comptage, le Concessionnaire met à la disposition de chaque Client équipé d’un
Compteur communicant, dans son espace client, un historique de ses données de comptage, des systèmes
d’alerte liés au niveau de sa consommation, ainsi que des éléments de comparaison issus de moyennes
statistiques basées sur les données de consommation locales et nationales, dans les conditions fixées par
la réglementation en vigueur et le Catalogue des prestations.
Le Concessionnaire pourra également apporter son concours à l’Autorité concédante, dans les limites de
ses missions de gestionnaire de réseaux de distribution telles que définies par la législation et la
réglementation en vigueur, aux actions tendant à maîtriser la demande d’énergie des Clients finals de gaz
que l’Autorité concédante engagerait. Page 68 sur 200
Le Concessionnaire peut également mettre en œuvre des dispositifs incitant les utilisateurs à limiter leurs
consommations, les modalités de mise en œuvre de ces dispositifs étant précisées par décret.
Les dispositions du présent article s’appliquent sans préjudice des prérogatives dévolues par la loi à l’Autorité
Concédante en matière de maîtrise de la demande de gaz.
Article 53 Actions liées à la sécurisation aval Compteur et à la
prévenance des coupures pour impayés
Le Concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, apporte son concours à l’Autorité
Concédante et aux autres collectivités ou établissements publics compétents, à leur demande, afin de les
aider à mieux connaître les zones de précarité énergétique sur le territoire de la Concession.
Le Concessionnaire contribue à lutter contre la précarité énergétique sur le territoire de la Concession en
mettant en œuvre les actions suivantes :
1° Une information des autorités compétentes en matière de précarité énergétique :
Afin d’aider les collectivités, les établissements publics et l’Autorité Concédante à lutter contre les situations
de précarité énergétique, le Concessionnaire met à leur disposition, à leur demande, une fois par an, des
informations statistiques générales sur la coupure et le service maintien d’énergie.
2° Un dispositif d’information du Client final en amont des coupures pour impayés :
Dès qu’il en a connaissance, le Concessionnaire prévient en amont le Client final de tout acte de coupure de gaz pour impayé exécuté pour le compte du Fournisseur.
3° Une politique de sécurisation des installations intérieures gaz, en particulier en sensibilisant par divers dispositifs les populations les plus fragiles à la bonne utilisation du gaz
Le Concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, rend compte à l’Autorité Concédante des
actions menées au titre du présent article, soit dans le Compte-Rendu d’Activité visé à l’Article 41, soit dans
le cadre d’une communication spécifique dont les modalités peuvent figurer en annexe 1.
Article 54 Réseaux intelligents et dispositifs de gestion optimisée
Le Concessionnaire est engagé dans le développement de nouvelles fonctionnalités du Réseau l’amenant
à jouer un rôle d’opérateur de système de distribution visant notamment à assurer la performance du Réseau
et l’optimisation du dimensionnement des investissements dans le contexte de la transition énergétique.
Les innovations associées à cette nouvelle manière d’exploiter le Réseau, notamment l’utilisation du
numérique, mais également la création de rebours, de maillages ou de stockages tampons, conduisent à
opérer des réseaux gaziers intelligents ou à mettre en œuvre des dispositifs de gestion optimisée en faveur,
en particulier, de la transition énergétique.
Le Concessionnaire assure le déploiement de ces innovations dans un souci permanent de sécurité et
d’efficacité technico-économique, en tenant informée l’Autorité Concédante.
L’Autorité Concédante pourra également solliciter le Concessionnaire dans le cadre des dispositifs législatifs
et réglementaires en vigueur visant à faciliter la réalisation de projets innovants (par exemple dispositif dit
« bac-à-sable réglementaire » institué par la Loi Energie Climat du 8 novembre 2019). Page 69 sur 200
En tout état de cause, le Concessionnaire s’engage à informer régulièrement l’Autorité Concédante, dans le
cadre de la gouvernance des projets expérimentaux de réseaux gaziers intelligents, des avancées et des
difficultés rencontrées.
Article 55 Responsabilité sociale et environnementale
Le Concessionnaire, dans le cadre de la mise en œuvre de sa politique de développement durable, s’engage
notamment à :
- agir pour la sécurité de tous ;
- acheter responsable ;
- réduire ses impacts environnementaux directs et en particulier le bilan carbone de ses activités (émissions de méthane, bâtiments, véhicules) ;
- développer le Gaz renouvelable et la mobilité durable ;
- contribuer à l’amélioration de la performance énergétique et environnementale ; - être un employeur exemplaire qui promeut la diversité et favorise l’insertion des personnes en situation de handicap ;
- participer au développement durable et raisonné des territoires avec ses parties prenantes.
Dans ce cadre, il peut prendre des engagements relatifs à ces domaines avec l’Autorité Concédante ou les
collectivités ou établissements publics compétents dans le périmètre de la Concession.
Les modalités de mise en œuvre de ces engagements sont définies dans des conventions spécifiques ou
en annexe 1.
Le Concessionnaire rend compte à l’Autorité Concédante des actions menées au titre du présent article, soit
au travers du compte rendu annuel d’activité visé à l’Article 41, soit au travers d’une communication
spécifique définie entre les Parties. Page 70 sur 200
IX. ECHEANCE DU CONTRAT DE CONCESSION
Article 56 Bilan à l’échéance du Contrat
Cinq ans avant l’échéance du Contrat, le Concessionnaire fournit à l’Autorité Concédante un bilan de la
Concession lui permettant de contrôler le respect des engagements, la qualité de la prestation, les progrès
réalisés, afin de préparer le contrat de Concession suivant.
Ce bilan présente, sur une période de dix années, d’une part une synthèse des comptes rendus annuels
d’activité visés à l’Article 41, et d’autre part les éléments complémentaires suivants :
- Un inventaire technique et comptable de l’ensemble des ouvrages concédés ;
- Une cartographie à date du Réseau ;
- Un bilan sur la mise en œuvre de la transition écologique et sociétale, et notamment des actions et
moyens mis en œuvre et restant à réaliser ;
- Un bilan sur la mise en œuvre du Schéma Directeur visé à l’article 40.2, et notamment les travaux prévus et restant à réaliser ;
- Les éléments économiques et financiers suivants à la maille de la Concession : o Le Compte d’exploitation de la Concession synthétique et détaillé (produits, charges d’exploitation, charges d’investissement de la Concession, charges d’investissement hors Concession) ;
o L’inventaire détaillé et valorisé des biens propres, biens de reprise et biens de retour, nécessaires au service public de la distribution de gaz sur le territoire concédé ; o L’origine des financements des biens de la Concession ;
o La valeur nette comptable et la valeur nette réévaluée (vision économique) des biens de la Concession.
- La mise à jour du diagnostic technique du service concédé permettant de réaliser un état des lieux technique précis des ouvrages de la Concession, dans le but d’évaluer la performance dans le temps du Réseau et d’identifier les zones géographiques à prioriser sur le territoire concédé. Il comprend notamment :
- Une description physique du Réseau de distribution de la Concession :
o Zones desservies :
o Territoires de la Concession :
o Description des Usagers (nombre et consommation totaux et par segment) ; o Linéaire de réseau par nature et par pression ;
o Postes de détente ;
o Branchements Individuels et Collectifs ;
o Compteurs (notamment communicants) ;
o Age des ouvrages ;
o Travaux réalisés au cours des dernières années.
- Une description de la qualité de service et de la performance du Réseau et du Concessionnaire :
o Indicateurs de qualité de service et de sécurité et indicateurs de performance définis aux annexes 4 et 6 ;
o Incidents localisés par nature, par siège, par type d’ouvrage, par cause ; o Linéaires de réseau surveillé.
En complément, le Concessionnaire et l’Autorité Concédante peuvent convenir de réaliser une analyse
spécifique portant sur l’état de certains types d’ouvrages.
Ce bilan donne lieu à une réunion de présentation organisée dans le mois qui suit la remise de la version
définitive du document. Page 71 sur 200
A la suite de la présentation de ce bilan, l’Autorité Concédante conserve la faculté de diligenter tout contrôle
ou audit dans les conditions de l’Article 42, pendant la période courant jusqu’à l’échéance du Contrat.
Article 57 Echéance du Contrat
Le présent Contrat de Concession prend fin dans les conditions suivantes :
o arrivée du terme normal du Contrat de Concession ;
o déchéance du Concessionnaire ;
o résiliation pour motif d’intérêt général ;
o résiliation juridictionnelle ou par voie de conséquence.
Au terme du Contrat de Concession, les ouvrages concédés doivent être en état normal de service.
Six ans avant le terme du Contrat, les Parties se rapprochent en vue de l’élaboration du dernier Programme
Pluriannuel, tel que prévu à l’Article 40.3, et définissent dans ce cadre les investissements restant à réaliser
au regard des objectifs définis pour les Programmes Spécifiques du Schéma Directeur. Le paiement le cas
échéant des pénalités visées à l’Article 45.1 ne libère pas le Concessionnaire de son obligation de réaliser
ces investissements.
Sur la base du bilan visé à l’Article 56, les Parties établissent également un état des lieux et le cas échéant
un état descriptif d’éventuels autres travaux d'entretien visant à assurer un état normal de service, restant à
réaliser par le Concessionnaire selon un échéancier à convenir et, en tout état de cause, avant le terme du
Contrat.
Dans les deux ans précédant le terme normal du Contrat, les Parties échangent sur les actions à mener
avant la fin du Contrat, notamment sur les investissements prévus au dernier PPI restant à réaliser et sur les
nouvelles dispositions du futur contrat. Page 72 sur 200
X. DISPOSITIONS DIVERSES
Article 58 Statut du Concessionnaire
Le Contrat de Concession est conclu en considération de la désignation par la loi de GRDF en tant que
gestionnaire du Réseau de distribution publique de gaz avec les obligations de service public que ce dernier
doit assumer. En conséquence, toute modification dans la composition de son actionnariat, dans sa forme
juridique ou dans son organisation doit préserver la bonne exécution du présent Contrat de Concession.
Le Concessionnaire s’engage à informer par écrit l’Autorité Concédante de toute modification de son
actionnariat majoritaire.
Article 59 Evolution des dispositions de portée nationale
Pour tous les échanges d'informations, les concertations et les négociations dont la portée d'application
excède la dimension locale, l'Autorité Concédante peut être représentée par la fédération représentative de
son choix.
Article 60 Impôts, taxes et redevances réglementaires
Le Concessionnaire s'acquitte de toutes les contributions qui sont ou seront mises à sa charge, de telle sorte
que l'Autorité Concédante ne soit jamais inquiétée à ce sujet43.
Les tarifs s'entendent hors taxes, impôts et redevances de toute nature.
Les impôts, taxes et redevances de toute nature, actuellement exigibles ou institués ultérieurement sont
supportés par le Client final dans la mesure où aucune disposition légale ou réglementaire ne s'y oppose.
Article 61 Modalités d’application de la TVA
I – Principe
Conformément au décret n°2015-1763 du 24 décembre 2015 qui met fin à la procédure de transfert du droit
à déduction pour les dépenses d’investissements publics mis à disposition de délégataires de service public
en application de contrats de délégation conclus à compter du 1er janvier 2016, l’Autorité Concédante est
fondée à opérer directement la déduction de la taxe grevant les investissements réalisés sous sa maîtrise
d’ouvrage sur le Réseau concédé.
43 Sont notamment à la charge du Concessionnaire, tous les impôts liés à l'existence des ouvrages de la Concession. Dans le cas où
la collectivité concédante, ou l'une des collectivités adhérentes, serait imposée à ce titre (par exemple pour l'impôt foncier relatif à un Poste de détente), le Concessionnaire assumerait la charge correspondante sur simple demande de l’Autorité Concédante. Page 73 sur 200
II - TVA sur réfection de voirie
L’Autorité Concédante pourra mettre à la charge du Concessionnaire le montant des travaux de réfection de
la voirie, dont elle a été maître d’ouvrage, consécutivement à la réalisation de travaux intéressant le Réseau
concédé.
Conformément à l’instruction fiscale n°BOI-TVA-CHAMP-30-10-60-20 n°170 du 12 septembre 2012, les
travaux de réfection de voirie facturés par l’Autorité Concédante sont exclus du champ d’application de la
TVA.
Article 62 Faute grave du Concessionnaire
En cas de faute grave du Concessionnaire, notamment si la qualité du gaz ou la sécurité publique viennent
à être compromises ou si le service n'est exécuté que partiellement, et ceci durablement, l'Autorité
Concédante peut prendre toutes les mesures nécessaires, aux frais et risques du Concessionnaire après
mise en demeure, adressée par lettre recommandée avec avis de réception.
En cas de faute du Concessionnaire d’une particulière gravité, l’Autorité Concédante peut prononcer elle-
même la résiliation du Contrat, notamment dans les cas suivants :
- en cas d’inobservations graves ou de transgressions répétées des clauses de la Concession ;
- dans tous les cas où par incapacité, négligence ou mauvaise foi, le Concessionnaire compromettrait l’intérêt général ;
- le Concessionnaire cèderait le Contrat à un tiers.
Les sanctions ne sont pas encourues dans le cas où le Concessionnaire n’aurait pu remplir ses obligations
par suite de circonstances de force majeure ainsi qu'en cas d'incident non imputable au Concessionnaire.
Les conditions de la résiliation du Contrat seront déterminées par accord entre les Parties. A défaut d’accord,
le différend sera réglé selon la procédure définie à l’article 46 du Contrat.
Article 63 Mise en demeure
Toute mise en demeure dans le cadre des présentes et de leurs suites, sauf disposition contraire expresse,
est réalisée par lettre recommandée avec accusé de réception ou par voie d’huissier.
Tout délai relatif à la mise en demeure est décompté, sauf disposition contraire, à partir de sa date de
réception par le destinataire.
Article 64 Élection de domicile
Le Concessionnaire précise dans l’annexe 1 où il fait élection de domicile.
Dans le cas où il ne l'aurait pas fait, toute notification ou signification le concernant serait valable lorsqu'elle
aurait été faite au siège du Concessionnaire. Page 74 sur 200
Article 65 Liste des annexes
Les annexes jointes au présent cahier des charges sont les suivantes :
➢ ANNEXE A, Schéma Directeur des Investissements (SDI) ;
➢ ANNEXE B, Programmes Pluriannuels des Investissements (PPI) ;
➢ ANNEXE C, Programmes Annuels ;
➢ ANNEXE D, Diagnostic partagé du service concédé ;
➢ ANNEXE 1, Modalités et dispositions locales ;
➢ ANNEXE 2, Plan d’actions pour la transition écologique du territoire (2024 – 2028) ;
➢ ANNEXE 3, Eléments du Compte-Rendu d’Activité de la Concession prévu à l’Article 41 ;
➢ ANNEXE 4, Indicateurs de qualité de services et de sécurité ;
➢ ANNEXE 5, Données mises à disposition de l’Autorité Concédante ;
➢ ANNEXE 6, Mesure de la performance du Concessionnaire ;
➢ ANNEXE 6 bis, apportant des précisions méthodologiques relatives à l’indicateur de performance « Patrimoine » ;
➢ ANNEXE 7, Règles de calcul des investissements ;
➢ ANNEXE 8, Tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz et le facteur de facturation ;
➢ ANNEXE 9, Catalogue des prestations ;
➢ ANNEXE 10, Conditions générales d’accès au réseau de gaz (Conditions de Distribution) ;
➢ ANNEXE 11, Prescriptions techniques du Concessionnaire. Page 75 sur 200
ANNEXE A : SCHEMA DIRECTEUR DES INVESTISSEMENTS (SDI)
Conformément à l’article 40.2 du cahier des charges, le Schéma Directeur des Investissement présente les
orientations des investissements sur le territoire de la Concession pour la durée du contrat à compter du 1er
janvier 2024.
Suite à l’identification préalable des principaux enjeux du service public par les parties et à la réalisation du
diagnostic du service concédé, le Schéma Directeur des Investissements (ou SDI) décrit les ambitions
convenues entre l’Autorité Concédante et le Concessionnaire, qui guideront les choix d’investissements des
Programmes Pluriannuels (ou PPI).
Le Schéma Directeur des Investissement Prévisionnels (SDI) propose une vision long terme de l’évolution
du réseau de distribution de gaz de la Concession, prenant en compte notamment la planification
énergétique du territoire, les zones de développement identifiées ou potentielles et la politique d’adaptation
et de modernisation des ouvrages (y compris leur renouvellement le cas échéant), ces notions étant liées
entre elles.
Ce SDI s’articule autour de 4 thématiques :
➢ Investissements relatifs au développement du Réseau et au service de la transition écologique
du territoire (« Raccordements et transition écologique ») : raccordements de nouveaux clients,
de stations d’avitaillement GNV/bioGNV, de sites de production de gaz renouvelables, smart grid
gaz, etc.
➢ Investissements liés aux demandes de tiers (« Modification d’ouvrages à la demande de tiers ») :
déplacements d’ouvrages et modifications d’ouvrages à la demande de tiers
➢ Investissements relatifs à la structure du Réseau et à la sécurité industrielle (« Adaptation et
modernisation des ouvrages ») : restructurations et renforcements, optimisation du schéma de
vannage, modernisation des ouvrages (réseaux, branchements et ouvrages collectifs), incluant
les travaux résultant d’exigences réglementaires (arrêté du 13 juillet 2000 modifié portant
règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations et arrêté du 23
février 2018 relatif aux installations de gaz combustible des bâtiments d’habitation individuelle ou
collective), etc.
➢ Investissements relatifs au comptage (« Comptage et postes de livraison (y compris compteurs
communicants) ») : compteurs communicants, postes de livraison clients, autres comptages et
télérelevé.
De façon générale, il repose sur :
➢ Les grandes orientations et projets connus à la date de son élaboration (ex. implantations
industrielles et zones d’aménagement / développement, grands projets urbains nécessitant des
déplacements d’ouvrages, projets de production de gaz renouvelables dont biométhane,
implantations de station GNV, réglementation…) et des hypothèses quant aux évolutions à venir,
➢ Les analyses du Concessionnaire quant à la résilience du réseau face aux aléas climatiques
(risque « crue », risque « froid » …),
➢ Les évolutions réglementaires,
➢ La quantité et la nature des ouvrages identifiés dans le cadre de la méthode de gestion du risque
industriel du Concessionnaire. Page 76 sur 200
Ces données sont complétées par des approches statistiques. Le SDI expose les ambitions, déclinées selon
les thématiques précédentes, et présente une évaluation des investissements associés.
Il peut fixer également des objectifs quantitatifs sur des Programmes Spécifiques, déterminés à partir de
l’analyse des enjeux propres à la Concession et du diagnostic partagé du service concédé.
Il peut s’agir :
➢ D’actions précises avec une échéance fixée, le jalonnement étant alors précisé dans les Plans
Pluriannuels d’Investissements (PPI) successifs ;
➢ De programmes d’amélioration portant sur une quantité annuelle de traitement d’ouvrages.
Ces objectifs se traduisent par des indicateurs quantitatifs, tels que la quantité d’ouvrage à réaliser par
catégorie d’ouvrages, dont la nature est adaptée aux objectifs poursuivis.
Pour chaque objectif, le SDI mentionne :
➢ L’ambition qualitative à atteindre,
➢ La quantité à date d’élaboration du SDI,
➢ La quantité cible à atteindre,
➢ L’échéance de la cible à atteindre,
➢ La trajectoire à suivre.
Le SDI fera l’objet d’un bilan à son issue dans la perspective de l’échéance du contrat.
Ce SDI repose également sur les actions déjà réalisées et à poursuivre :
➢ Raccordement et Transition écologique
- L’Autorité Concédante est fortement engagée dans la transition écologique, avec un PCAET
ambitieux en termes de réduction des GES et de développement des énergies renouvelables
(11 unités de méthanisation envisagées).
- Le territoire est porteur de projets innovants (ex. Salamandre – biométhane de synthèse, production
d’hydrogène vert …).
- Un engagement fort est pris dans la mobilité propre, avec notamment la transformation de la flotte
de véhicules au GNV (Ville du Havre et Communauté Urbaine) programmée dans les années à venir.
- Une démarche partenariale est engagée avec l’Agence d’Urbanisme de la Région du Havre sur la
méthanisation (zones d’implantation, acceptabilité), ainsi que la promotion de solutions gaz
performantes.
GRDF s’engage dans ce cadre à :
- Maintenir des actions d’accompagnement en faveur de l’amélioration de la performance énergétique
des bâtiments ;
- Accompagner des projets en cours et au fur et à mesure de leur émergence, tant sur la mobilité
propre que les gaz verts, avec un potentiel identifié significatif et un écosystème favorable ;
- Soutenir des projets innovants. Page 77 sur 200
➢ Comptage
- Déploiement industriel des compteurs communicants Gazpar terminé (Le Havre site pilote).
La pose de compteurs communicants est désormais réalisée au fil des opportunités.
Le Concessionnaire prévoit le remplacement des compteurs 20 ans après la pose initiale.
➢ Modification d’ouvrages à la demande de tiers :
- Mise en œuvre des modifications induites par les projets du territoire (implantation de l’usine
d’éoliennes Siemens Gamesa, aménagements urbains et infrastructures : tramway, entrée de ville,
réseau de chaleur …).
Le Concessionnaire poursuivra la démarche, avec notamment à court terme, l’accompagnement du
projet d’extension du tramway.
➢ Adaptation et modernisation des ouvrages
o Structure :
- Un réseau bien dimensionné : l’analyse des capacités du réseau et les projections sur le
développement des consommations n’impliquent pas de renforcement significatif à moyen terme ;
- Un schéma de vannage optimisé.
Le Concessionnaire prévoit :
- Le cas échéant, quelques adaptations pourront être réalisées en fonction des évolutions du réseau,
notamment liées au développement des gaz verts, mais également le raccordement potentiel de
stations GNV et/ou de gros projets industriels.
- Le maintien d'une enveloppe pour d'éventuelles adaptations en fonction des évolutions du réseau
et/ou le traitement de robinets non opérationnels qui pourraient être détectés suite à maintenance
préventive.
o Réseaux :
- Un réseau de 890 km, très majoritairement constitué de polyéthylène (72%) et d’acier (26%) ;
- Des renouvellements de conduites en fonte ductile et branchements associés (environ 17 km
au cours de la dernière décennie), principalement effectués à l’occasion d’opportunités de voirie afin
de limiter les impacts sur le territoire (entre 0,6 et 4 km par an).
Le concessionnaire constate un parc résiduel de conduites en fonte ductile de 16,6 km fin 2022 (14,6 km
à fin 2023), dont le renouvellement progressif sera intégré au SDI, en privilégiant au maximum les
opportunités de voirie.
o Résilience du réseau face aux aléas climatiques :
A date, le réseau ne nécessite pas de travaux quant aux aléas liés au risque inondation.
o Ouvrages en immeubles (CICM) et branchements :
- Poursuite des renouvellements d’ouvrages en immeubles, avec une priorisation sur les cibles principales
de traitement identifiées dans le cadre de la politique de priorisation des ouvrages à moderniser (familles
de couples « ouvrage-matière », au sein desquelles sont identifiés des sous-ensembles d’ouvrages à
traiter en priorité en fonction de leurs caractéristiques techniques et/ou d’un environnement spécifique),
et en tenant compte des retours d’expérience sur la durée du contrat (remontées terrain des exploitants
concernant d’éventuelles anomalies, configurations spécifiques, …). A noter l’absence d’ouvrage en Page 78 sur 200
immeuble identifié à date comme cible principale de traitement dans le cadre de la politique de
priorisation des ouvrages à moderniser.
- Un recensement des branchements individuels avec régulateur en local en cours (aucune configuration
de ce type identifiée à date).
Le Concessionnaire indique :
- Renouvellement d’ouvrages en immeubles : renouvellements ponctuels, en fonction du retour
d’expérience.
- Poursuite du recensement des branchements individuels avec régulateur en local et mise en œuvre
d’une maintenance spécifique des ouvrages qui pourraient être identifiés dans ce cadre.
o Rajeunissement progressif des régulateurs alimentant des bâtiments d’habitation :
La réglementation impose un rajeunissement progressif du parc de régulateurs alimentant des bâtiments
d’habitation. L’objectif est de rajeunir le parc des régulateurs à moins de 30 ans avant le 01/01/2031 (suivi
d’un rajeunissement à moins de 20 ans avant le 01/01/204144). Afin de respecter ces nouvelles obligations
réglementaires, GRDF adapte son projet de recensement de tous les régulateurs et de rajeunissement de
ceux-ci conformément aux exigences de la nouvelle réglementation.
Sur demande de l’autorité concédante, le Concessionnaire rendra compte à l’Autorité Concédante du
nombre de régulateurs remplacés.
Les grandes orientations du SDI
Le SDI s’appuie sur un diagnostic réalisé en 2023 et partagé entre l’autorité concédante et le
Concessionnaire. Il intègre les actions du Concessionnaire contribuant à la transition énergétique sur le
territoire de la Concession, notamment le raccordement des sites de production de gaz renouvelable dans
le cadre du droit à l’injection et le raccordement des stations GNV / bioGNV.
Ainsi, le SDI est fondé sur les perspectives et grands enjeux de la concession en matière de :
➢ Raccordements et transition écologique
- Raccordements de nouveaux clients : Hypothèse de stabilisation des raccordements diffus à
partir de 2025 et stabilité sur le raccordement des clients importants, à un niveau nettement en
deçà de ces dernières années compte tenu de la conjoncture.
- Transition écologique : Valorisation des projets connus lors du 1er PPI et indication du montant
global des investissements potentiels identifiés dans le cadre des travaux de zonage pour la
suite (1,4 M€).
La chronique des investissements sera amendée au fil des concrétisations sur la concession.
➢ Modification des ouvrages
Valorisation de l'impact estimé du projet d'extension du tramway lors du 1er PPI, puis enveloppe
annuelle estimative.
➢ Adaptation et modernisation des ouvrages
Programme centré sur le renouvellement de l’intégralité des conduites en fonte ductile à l’horizon
2050 (16,6 km fin 2022, 14,6 km à fin 2023).
44 Article 26.7 arrêté du 23 février 2018 modifié Page 79 sur 200
➢ Comptage
Enveloppe annuelle et remplacement des compteurs communicants Gazpar 20 ans après leur
installation initiale.
Pendant la durée de la concession, le Concessionnaire continuera à étudier les opportunités de
renouvellement d’ouvrages, en lien avec l’analyse des projets de la Collectivité et les ouvertures de voiries,
notamment dans le cadre de la préparation des Programmes Annuels.
Programmes Spécifiques
Le SDI peut fixer des objectifs quantitatifs sur des Programmes Spécifiques, déterminés à partir de l’analyse
des enjeux propres à la Concession.
Ces objectifs se traduisent par des indicateurs quantitatifs, dont la nature est adaptée aux objectifs
poursuivis. Chaque PPI décline précisément, année par année, ces objectifs, ainsi que les montants
d’investissements associés.
Les engagements du Concessionnaire portent sur deux Programmes Spécifiques identifiés sur la
Concession :
• Renouvellement de l’intégralité du linéaire de conduites en fonte ductile et des branchements
associés, soit 14,6 km sur la durée du contrat :
• Remplacement des compteurs GAZPAR actifs selon le déploiement initial, sur la durée du contrat.
Chronique prévisionnelle des investissements, à compter du 1er janvier 2024, de la
Concession de Le Havre Seine Métropole (périmètre 27 communes) sur la durée du contrat :
Libellé Conduite en fonte ductile (en km)
LHSM - Contrat ex SDE 0,7
HARFLEUR 0,8
LE HAVRE 12,0
MONTIVILLIERS 1,1
Total 14,6 Page 80 sur 200 Page 81 sur 200
Déclinaison des Programmes Spécifiques dans les PPI successifs
L’engagement du Concessionnaire par défaut, tel que prévu à l’article 40.3 du cahier des charges, est indiqué
dans la colonne « Objectif à traiter par PPI » (en quantité : km, nombre, etc.).
Modernisation des
ouvrages
Programme
spécifique
Objectif à
traiter* par
PPI
(km)
Cible à
atteindre
(km)
Echéance
de la cible à
atteindre
Evaluation
financière
indicative
PPI 1 Renouvellement
des conduites en
fonte ductile et des
branchements
associés
2,8
0 Fin de contrat
1500 k€
PPI 2 2,8 1500 k€ PPI 3 2,8 1500 k€ PPI 4 2,8 1500 k€ PPI 5 2,8 1500 k€ PPI 6 0,6 270 k€
* Le terme « à traiter » est défini à l’article 45.1 du cahier des charges Page 82 sur 200
ANNEXE B : PROGRAMMES PLURIANNUELS DES
INVESTISSEMENTS (PPI)
Le Programme Pluriannuel d’Investissements (ou PPI) décline les orientations exposées dans le Schéma
Directeur des Investissements pour une durée de 5 ans.
Contenu et élaboration
En application de l’article 40.3 du cahier des charges de concession, le Programme Pluriannuel (ou PPI)
décline pour une période donnée :
• d’une part les ambitions exposées dans le Schéma Directeur,
• d’autre part les objectifs fixés dans ce même Schéma Directeur pour les Programmes Spécifiques.
Chaque PPI fait l’objet d’une annexe au Contrat et se présente sous la forme de tableaux (tableau des
prévisions d’investissements et tableau des quantités associées aux Programmes Spécifiques).
1er Programme pluriannuel des investissements :
La décomposition annuelle des investissements du 1er programme pluriannuel des investissements de la
concession est la suivante : Page 83 sur 200
Déclinaison des Programmes Spécifiques du 1er PPI :
Modernisation
des ouvrages
Programme
spécifique
Objectif à
traiter* pour
1er PPI
(km)
Cible stock
à atteindre
en fin de
1er PPI
(km)
Echéance
de la cible à
atteindre
Evaluation
financière
indicative
PPI 1
Renouvellement des
conduites en fonte
ductile et des
branchements associés
2,8 11,8 Fin de contrat 1500 k€
Quantités associées aux Programmes Spécifiques du 1er PPI :
L’analyse partagée par les Parties conduit à prioriser les investissements lors du premier programme
pluriannuel d’investissements relatif à la Concession sur les Programmes Spécifiques suivants :
• Le renouvellement de l’ensemble des conduites en fonte ductile à horizon 2050, soit 2,8 km au cours
du 1er PPI et selon les ouvertures de voiries. Le cas échéant, les branchements sont renouvelés
dans le même temps que la conduite en fonte ductile à laquelle ils sont associés, mais sans donner
lieu à un engagement spécifique du concessionnaire.
Suivi du programme pluriannuel :
Le suivi du programme pluriannuel s’inscrit dans le cadre de la gouvernance des investissements telle que
décrite à l’article 40 du cahier des charges de concession et précisée en Annexe C.
Un point d’avancement du Programme Pluriannuel est réalisé chaque année entre l’Autorité Concédante et
le Concessionnaire. A cette occasion, le Concessionnaire présente également à l’Autorité Concédante les
perspectives à un horizon glissant de cinq ans. Les prévisions pour les périodes au-delà du Programme
Pluriannuel en cours sont évoquées pour information.
La présentation à un horizon glissant de cinq ans permet de prendre en compte les modifications dans les
projets intégrés au programme (nouveaux projets, reports), les modifications de plannings (y compris
coordinations de voirie), les aléas rencontrés lors des travaux, les retours d’expérience sur la période
écoulée.
Dans le respect des dispositions prévues en Annexe C, les Parties se rapprochent pour établir le bilan des
investissements effectivement réalisés. Sur la base de ce bilan notamment, les Parties conviennent du
programme pluriannuel d’investissements suivant.
En cas de non-respect d’un Programme Pluriannuel, les pénalités s’appliquent conformément à l’article 45.1
du cahier des charges de concession.
Description du suivi annuel du PPI en cours
Dans le même temps que le compte-rendu annuel d’activité du Concessionnaire, le Concessionnaire remet
chaque année à l’Autorité Concédante les données relatives à la réalisation des travaux sur le territoire de
la Concession au cours de l’année précédente. Ces données concernent notamment la localisation des
chantiers, la finalité, le type d’ouvrage, le montant des investissements réalisés et les quantités d’ouvrages
concernés. Page 84 sur 200
Outre le détail des opérations réalisées cité ci-devant, le Concessionnaire transmet à l’Autorité Concédante
les quantités d’ouvrages renouvelées / déposées correspondant aux engagements des Programmes
Spécifiques.
Pour certaines affaires d’investissements, les immobilisations des quantités techniques et les dépenses
peuvent s’étaler sur plusieurs années, dans ce cas :
• Les quantités techniques correspondent aux immobilisations des ouvrages mis en ou hors service
durant le PPI, selon les dates de Mise en / Hors Exploitation des Ouvrages ;
• Les montants des investissements correspondent aux dépenses comptabilisées annuellement sur
la durée du PPI (flux de dépenses) détaillées dans les données fournies par le Concessionnaire.
Dans le cadre du suivi annuel (tableaux de suivi annuel des PPI), le concessionnaire présentera une analyse
des chantiers réalisés dans le cadre des Programmes Spécifiques en s’efforçant de rapprocher au mieux les
quantités techniques et les montants dépensés pour chaque Programme Spécifique.
Le cas échéant, le Concessionnaire présentera le bilan des écarts constatés entre les investissements
réalisés et le programme prévisionnel du PPI, par finalité d’investissement. Préalablement, dans le même
temps que le compte-rendu d’activité, le Concessionnaire présentera le bilan des travaux par affaire en lien
avec ses engagements des Programmes Spécifiques.
Le compte-rendu détaillera les données suivantes : INSEE, Commune, N° affaire, adresse, finalité,
investissement réalisé en année N (en €), investissement total (en €), quantité déposée par matière, quantité
posée par matière, date de dépose et de pose, le nombre de branchements associés. En complément, le
Concessionnaire précisera le stade d’avancement de l’affaire (en cours, finalisée) ainsi que le cas échéant
la réalisation d’une procédure de rétrocession.
Les investissements réalisés mis à disposition de l’Autorité Concédante sur la plateforme de données
Concession accessible depuis le portail collectivités sur le site www.grdf.fr sont présentés selon deux
approches :
• Les mises en service de l’année (immobilisations) par famille d’ouvrages ;
• Les flux de dépenses (décaissées) par finalité.
Bilan du PPI en cours
A l’issue de chaque programme pluriannuel, en même temps que la remise du compte-rendu annuel
d’activité lors de la cinquième année du PPI et l’année qui suit la fin d’une période de cinq ans, le gestionnaire
de réseau proposera à l’Autorité Concédante un bilan des investissements effectivement réalisés sur la
période considérée. Ce compte-rendu s’appuiera notamment sur les tableaux de suivi présentés ci-après
ainsi que sur les fichiers annuels de suivi des investissements (par exemple, fichiers des travaux mis en
service décrits à l’annexe 5).
Sur la base de ce bilan, du suivi annuel du PPI, du bilan intermédiaire du PPI lors de la 5ème année, et de
l’éventuelle actualisation de la partie technique du diagnostic, l’Autorité Concédante et le Concessionnaire
conviennent, si nécessaire, du Programme Pluriannuel d’Investissements suivant par voie d’avenant au
contrat de Concession.
Le schéma directeur des investissements pourra être actualisé en concertation entre l’Autorité Concédante
et le Concessionnaire, selon les dispositions prévues à l’article 40.2 du cahier des charges de concessions
et in fine adopté par avenant. Page 85 sur 200
ANNEXE C : PROGRAMMES ANNUELS
Le Programme Annuel visé à l’Article 40.4 du cahier des charges est présenté à l’Autorité Concédante au
plus tard le 15 janvier de l’année de la réalisation des travaux en veillant à respecter l’organisation ci-après :
• Au 31 octobre de l’année précédant la réalisation des travaux, le Concessionnaire transmet à
l’Autorité concédante le programme annuel prévisionnel.
• Ce dernier est complété et mis à jour selon les réunions de coordination de voirie organisées par
l’Autorité Concédante dans le cours du dernier trimestre de l’année précédant la réalisation des
travaux.
• Le programme annuel définitif est transmis à l’Autorité Concédante au plus tard le 15 janvier de
l’année de réalisation des travaux.
La présentation détaille les rues impactées par des travaux de renouvellements de réseaux, les volumes
d’ouvrages collectifs ciblés, les longueurs de réseaux impactées par matière ainsi que les investissements
prévus.
A cette occasion, le Concessionnaire détaille l’ensemble des travaux réseaux prévus en opportunités de
voirie ou de travaux conjoints avec d’autres gestionnaires de réseaux.
Le Concessionnaire arrête le Programme Annuel des investissements en tenant compte, notamment, des
demandes des clients connues et des propositions de coordinations travaux de l’Autorité Concédante, du
gestionnaire de voirie et, le cas échéant, des autres gestionnaires de réseaux.
A l’exception des travaux urgents, le Programme Annuel est mis en œuvre par le Concessionnaire sous
réserve des autorisations de voirie délivrées.
Un bilan comparant, notamment, prévisionnel et réalisé, et intégrant les aléas rencontrés sera fourni une fois
par an à l’Autorité Concédante. Ce même bilan comprend une projection actualisée des investissements
restant à réaliser dans le cadre du Programme Pluriannuel en cours et permettant d’en apprécier l’exécution.
Le Concessionnaire et l’Autorité Concédante conviennent de se rencontrer à minima 3 fois par an pour
évoquer les sujets suivants :
• les dommages aux ouvrages (nombre de DO, nombre de clients impactés …) et actions engagées
pour limiter ce nombre ;
• le Programme travaux : nature des travaux prévus/réalisés, difficultés rencontrées, communication
auprès des usagers
• le Programme de renouvellement de la fonte ductile
• Les actions de l’annexe TE
• Les indicateurs du contrat Page 86 sur 200
Afin d’assurer le suivi des engagements, tels que définis dans les annexes A et B, le Concessionnaire fournit
annuellement au Concédant les tableaux suivants : Tableaux de suivi annuels
Ces modèles de tableaux de suivi synthétiques des dépenses d’investissement seront utilisés pour le suivi des PPI :
Tableau de
suivi de
l’avancement
du PPI : bilan
année, mise à
jour des
prévisions et
projection 5
ans glissants
Année 1 Année 2 Année 3 Année 4 Année 5 Total PPI Projection Année 6 Total 5 ans
glissants (année
2-année 6)
Commentaires
Réalisé
Investis
-
sement
s (k€)
Réalis
é
Indica-
teur
Prévisio
n MAJ
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n MAJ
Indica-
teur
Prévisio
n MAJ
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n MAJ
Indica-
teur
Prévisio
n MAJ
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n MAJ
Indica-
teur
Prévisio
n MAJ
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n MAJ
Indica-
teur
Prévisio
n MAJ
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n MAJ
Indica-
teur
Prévisio
n
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n Indica-
teur
Prévisio
n
Investis-
sements
(k€)
Prévisio
n Indica-
teur
Raccordements
et transition
écologique
X X X X X X X X
- Réalisé de
l'année 1
- MAJ des
prévisions des
années 2 à 5
- Projection 5
ans glissants
(avec l’année
6)
- Base de
discussion
pour le PPI
suivant
dont
raccordement
de nouveaux
clients
X X X X X X X X
dont
raccordement
de stations
d’avitaillement
GNV/bioGNV
X X X X X X X X
dont gaz
renouvelables X X X X X X X X dont Smart Gas
Grids X X X X X X X X Modification
d'ouvrages à la
demande de tiers
X X X X X X X X
Adaptation et
modernisation
des ouvrages
X X X X X X X X
dont
investissements
de structure
X X X X X X X X
dont
modernisation
des ouvrages
X X X X X X X X
dont
renouvelleme
nt fonte ductile
X X X X X X X X X X X X X X X X Page 88 sur 200
Comptage et
postes de
livraison (yc
compteurs
communicants)
X X X X X X X X
TABLEAU 3 Année 1 Année 2 Année 3 Année 4 Année 5 Total PPI Commentaires
Comparaison réel (ou prévision MAJ)
vs prévision initiale
Investis-
sements
(k€)
Indica-
teur
Investis-
sements
(k€)
Indica-
teur
Investis-
sements
(k€)
Indica-
teur
Investis-
sements
(k€)
Indica-
teur
Investis-
sements
(k€)
Indica-
teur
Investis-
sements
(k€)
Indica-
teur
Raccordements et transition écologique X X X X X X
- Explication des différences sur
l'année 1
- Explications de la MAJ sur les années
ultérieures
dont raccordement de nouveaux clients X X X X X X
dont raccordement de stations
d’avitaillement GNV/bioGNV X X X X X X
dont gaz renouvelables X X X X X X
dont Smart Gas Grids X X X X X X
Modification d'ouvrages à la demande de
tiers X X X X X X
Adaptation et modernisation des ouvrages X X X X X X
dont investissements de structure X X X X X X
dont modernisation des ouvrages X X X X X X
dont renouvellement fonte ductile X X X X X X X X X X X X
Comptage et postes de livraison (yc
compteurs communicants) X X X X X X Les suivis techniques et financiers détaillés des investissements réalisés sur le réseau de distribution gaz de la Concession seront réalisés avec les informations suivantes, qui seront mises à disposition de l’Autorité Concédante, dont :
Travaux mis hors service :
- Année
- code_region
- insee
- commune
- epci_courant
- numero_de_contrat
- code_affaire
- codification_eotp
- adresse_des_travaux
- finalite_affaire
- enjeu
- declassement
- annee_de_mes_d_origine
- date_de_depose_saisie
- date_de_depose_immo
- code_nature_d_ouvrage
- type_d_ouvrage_libelle
- quantite_reelle_depose_abandon
- unite_de_mesure
- matiere_de_l_ouvrage_pour_canalisations
Travaux mis en service :
- annee
- code_region
- insee
- commune
- epci_courant
- numero_de_contrat
- code_affaire
- codification_eotp
- adresse_des_travaux
- ndeg_immobilisation
- finalite_comeco
- investissement_grdf_eur
- remise_gratuite_de_tiers_eur
- contribution_financiere_autorite_concedante_eur
- enjeu
- nature_des_travaux_ouvrages
- date_de_mes_saisie
- date_de_mes_immo
- type_d_ouvrage_code
- type_d_ouvrage_libelle
- quantite_reelle_de_pose
- unite_de_mesure
- matiere_de_l_ouvrage_pour_canalisations
- pression_de_l_ouvrage
Valorisation du patrimoine :
- annee
- insee
- commune
- epci_courant
- contrat_courant
- type_de_bien Page 90 sur 200
- code_nature_d_ouvrage
- nature_d_ouvrage
- famille
- sous_famille
- cle_de_repartition
- immobilisation
- element_d_otp
- bien_de_premier_etablissement_ou_remplacant
- annee_mise_en_service
- code_matiere
- code_diametre
- quantite
- valeur_nette_financee_par_grdf
- valeur_financee_par_un_tiers_amenageur_promoteur
- valeur_financee_par_le_concedant
- valeur_initiale
- valeur_nette_re_evaluee_en_debut_annee
- valeur_nette_re_evaluee_en_fin_annee
- charges_d_investissement
- part_de_remboursement_au_titre_annee_en_cours
- part_de_cout_de_financement_au_titre_annee_en_cours
- valeur_nette_comptable Page 91 sur 200
ANNEXE D : DIAGNOSTIC PARTAGE DU SERVICE CONCEDE
Diagnostic de la distribution publique de gaz au périmètre de
LE HAVRE SEINE METROPOLE
à fin 2022 Page 92 sur 200
SOMMAIRE
PREALABLE 93
SYNTHESE A FIN 2022 96
PRINCIPAUX ENSEIGNEMENTS 97
BILAN TECHNIQUE ET INDUSTRIEL 98
❖ Bilan technique................................................................................................................................. 98
I. Evolution du réseau .......................................................................................................................... 98
II. Inventaire des ouvrages .................................................................................................................. 100
❖ Bilan industriel ............................................................................................................................... 102
I. Traitement et analyse des incidents ................................................................................................. 103
II. Dommages aux ouvrages................................................................................................................. 107
III. Maintenance des ouvrages .............................................................................................................. 108
IV. Cartographie du réseau ................................................................................................................... 109
V. Investissements sur le réseau .......................................................................................................... 111
SYNTHESE DES INVESTISSEMENTS 115
BILAN CLIENTS ET QUALITE DES PRESTATIONS 117
❖ Evolution du nombre de clients et des quantités acheminées............................................................. 117
❖ Prestations et services aux clients .................................................................................................... 119
I. Prestations ..................................................................................................................................... 119
II. Ecoute client .................................................................................................................................. 121
TRANSITION ECOLOGIQUE ET ANCRAGE LOCAL 123
I. Ancrage local .................................................................................................................................. 123
II. Un compteur communicant pour une meilleure maîtrise de la consommation .................................... 124
III. Bilan des actions de transition écologique ....................................................................................... 124
BILAN ECONOMIQUE ET FINANCIER 127
❖ Recettes ......................................................................................................................................... 129
❖ Charges .......................................................................................................................................... 131
I. Les charges d’exploitation brutes ..................................................................................................... 131
II. Les charges liées aux investissements ............................................................................................... 132
❖ L’équilibre financier ........................................................................................................................ 133
❖ La valorisation du patrimoine .......................................................................................................... 135
ANNEXE : METHODE DE PRIORISATION DES OUVRAGES A MODERNISER 137 Page 93 sur 200
PREALABLE
Le diagnostic a pour objet de présenter l’état des lieux du service concédé sur le territoire de Le Havre Seine Métropole (LHSM) sur un plan industriel et économique afin de dégager des perspectives.
Toutes les données figurant dans le présent document sont établies au périmètre actuel des contrats de concession sur la zone historique, portant sur les 27 communes listées dans le tableau ci-après, qui précise également leurs principales caractéristiques contractuelles.
INSEE COMMUNE Type de contrat Type de DSP* Tarif Modèle CDC Durée du contrat Date de
prise
d'effet
Date
d'échéance
du contrat
76167 CAUVILLE-SUR-MER Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76169 LA CERLANGUE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76196 CRIQUETOT-L'ESNEVAL Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76238 EPOUVILLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76239 EPRETOT Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76254 ETRETAT Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76270 FONTAINE-LA-MALLET Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76296 GAINNEVILLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76305 GONFREVILLE-L'ORCHER Communal Historique Péréqué 1994 30 31/01/1996 30/01/2026
76341 HARFLEUR Communal Historique Péréqué 1994 30 27/11/1995 26/11/2025
76351 LE HAVRE Communal Historique Péréqué 1994 30 09/10/1997 08/10/2027
76404 MANEGLISE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76447 MONTIVILLIERS Communal Historique Péréqué 1994 30 08/11/1995 07/11/2025
76477 NOTRE-DAME-DU-BEC Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76481 OCTEVILLE-SUR-MER Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76489 OUDALLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76533 ROGERVILLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76534 ROLLEVILLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76552 SAINTE-ADRESSE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76563 SAINT-AUBIN-ROUTOT Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76596 SAINT-LAURENT-DE-BREVEDENT Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76615 SAINT-MARTIN-DU-BEC Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76616 SAINT-MARTIN-DU-MANOIR Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76647 SAINT-ROMAIN-DE-COLBOSC Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76657 SAINT-VIGOR-D'YMONVILLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76660 SANDOUVILLE Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024
76716 TURRETOT Regroupé Historique Péréqué 1994 20 23/06/2004 22/06/2024 Page 94 sur 200
La ville du Havre entretient une histoire de longue date avec le gaz. Dès 1801, un premier démonstrateur est présenté par Philippe LEBON, qui installe sa fameuse thermolampe. Puis, en 1834, une première usine à gaz voit le jour sur la ville ; la Compagnie Européenne exploite alors la première concession havraise. Cette compagnie connaît un essor rapide grâce à son dynamisme et à sa créativité.
Avec l’invention du bec Bunsen en 1855, l’usage du gaz se développe pour des applications en cuisine, et les premiers réchauds à gaz (un puis deux brûleurs), fortement prisés dans les rôtisseries, apparaissent (la première rôtisserie du Havre date du 31 mai 1877).
Les premiers moteurs à gaz apparaissent en 1889. De 1897 à 1898, une liaison fluviale Le Havre-Paris est créée sans succès. Afin de rentabiliser l’investissement réalisé, le concessionnaire (la Compagnie Européenne) envisage un autre usage : l’éclairage au gaz compressé de wagons de voyageurs, et en 1903, la ligne Paris-Rouen-Le Havre est l’une des premières lignes éclairées « régulièrement ».
Dans le domaine de l’énergie, la nationalisation des acteurs en 1946 a entraîné la création de Gaz de France, en charge de la fourniture et du développement de la distribution en gaz. L’arrivée du gaz naturel, à la fin des années 1950, et plus récemment l’ouverture des marchés de l’énergie à la concurrence, de 1999 à 2007, ont profondément modifié le modèle de gestion de l’entreprise.
Dans le cadre du dernier contrat, le périmètre de Gaz de France a changé, les activités de transport, stockage, distribution et fourniture ayant été progressivement dissociées et filialisées. La distribution de gaz - activité régulée - entre dans le champ de la filiale GRDF, créée au 31 décembre 2007. Page 95 sur 200
Au cours des dernières années, dans le cadre de la loi de modernisation de l'action publique territoriale et d'affirmation des métropoles, dite « loi MAPTAM », le périmètre des contrats historiques relevant de Le Havre Seine Métropole a fortement évolué, avec le transfert à Le Havre Seine Métropole de la gestion de la relation contractuelle pour 23 communes (issues du SDE 76).
Ces différentes mutations ont rendu complexe la production de certaines données de ce bilan (en particulier les données économiques détaillées). Page 96 sur 200
SYNTHESE A FIN 2022
27 communes desservies en gaz
5 contrats de concession
66 611 clients
18 M€ de recettes (Acheminement et hors Acheminement)
890 km de réseaux
1 475 GWh acheminés
5 M€ d’investissements
162 M€ de patrimoine (valeur brute des biens concédés et autres biens)
177 k€ de redevances versées (R1, RODP et RODP provisoire) Page 97 sur 200
PRINCIPAUX ENSEIGNEMENTS
Patrimoine technique
Un réseau de 890 km, très majoritairement exploité en moyenne pression (95%) et en quasi-totalité constitué de polyéthylène et d’acier (plus de 98%), avec un faible linéaire résiduel de fonte ductile (moins de 17 km).
Sécurité
Un nombre d’incidents en tendance baissière sur la période, à l’exception des années 2016 et 2017, marquées par le déploiement du compteur communicant.
Un programme de surveillance et de maintenance du réseau réalisé dans son intégralité.
Un nombre de DO (Dommages aux Ouvrages) contenu (~8 par an), avec un taux de DO / DICT (Déclaration d’Intention de Commencement de Travaux) inférieur à 0,2%, dans un contexte de travaux réalisés importants (entrée de ville et réseau de chaleur urbain).
Une cartographie du réseau géoréférencée à plus de 99%, avec un très bon niveau de précision.
Clients et satisfaction
Un nombre de clients gaz sur Le Havre Seine Métropole en tendance baissière, avec un décrochage net en 2022.
Des quantités acheminées relativement stables jusqu’en 2019, puis marquées par l’impact de la crise sanitaire en 2020. Un redressement en 2021, suivi d’un net retrait en 2022, conséquence de la perte de clients et des efforts de maîtrise des consommations auxquels s’ajoute la douceur climatique.
En parallèle, une baisse tendancielle des consommations, liée à une meilleure performance des équipements de chauffage, une plus grande isolation des bâtiments et une sensibilité accrue à la maîtrise de la demande d’énergie. La meilleure maîtrise des consommations permise par le déploiement des compteurs communicants gaz, ainsi que la nouvelle réglementation environnementale pour les bâtiments neufs, viendront accélérer ce processus sur les prochaines années.
Concernant les prestations de GRDF, le taux de respect des délais figurant dans le catalogue des prestations de GRDF se maintient autour de 97% depuis plusieurs années.
Nouveaux raccordements de clients
Sur les 7 dernières années, les investissements de raccordement de nouveaux clients s’élèvent à 900 k€ en moyenne par an sur le territoire de Le Havre Seine Métropole, avec un niveau record en 2020 et 2021 (plus de 1,2 M€ / an).
Transition écologique
Un territoire pionnier pour le déploiement des compteurs communicants, initié dès 2016 en phase pilote du projet, avec désormais un accès à leur consommation quotidienne d’énergie pour la quasi-totalité des clients.
Une dynamique de développement des gaz verts sur la région, qui se concrétise d’ores et déjà par l’alimentation en gaz vert du territoire concédé, et une participation active de GRDF aux travaux des PCAET de la Région Normandie ainsi qu’au niveau des territoires du Département de Seine-Maritime.
Economie
La valeur brute du patrimoine concédé par Le Havre Seine Métropole s’élève aujourd’hui à 162 M€. Page 98 sur 200
BILAN TECHNIQUE ET INDUSTRIEL
La distribution publique de gaz comprend actuellement 890 km de réseau, desservant 66 111 clients45.
❖Bilan technique
I. Evolution du réseau
Sur le périmètre concédé, le réseau s’est globalement étendu de plus de 42 km sur la dernière décennie.
Cette évolution reflète la dynamique de raccordements (en particulier la desserte de lotissements et programmes immobiliers et le raccordement de sites industriels majoritairement dans la zone portuaire du Havre, notamment en 2016, 2018 et 2020) ainsi que les investissements consentis sur les maillages permettant d’alimenter le territoire concédé en gaz vert.
45 On entend par « client » un point de livraison du gaz. Correspond par exemple à un client particulier, un immeuble collectif, un
industriel …
848 851
854
860 862
867 870
876 879
890
820
830
840
850
860
870
880
890
900
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Linéaire en km
Linéaire total de réseau Page 99 sur 200
Le graphique suivant montre les longueurs de canalisations en service aujourd’hui sur le territoire de Le Havre Seine Métropole, classées en fonction de leur matière et de leur décennie de pose.
Le réseau de distribution de gaz alimentant le territoire de Le Havre Seine Métropole est composé de plus de 72% de polyéthylène (PE) et de 26% d’acier.
Il comporte également un reliquat de 16,6 km de fonte ductile (soit moins de 2% du linéaire total).
L’évolution de la technologie d’exploitation des réseaux a permis à GRDF de développer la pose d’ouvrages en polyéthylène, une technique qui a favorisé le développement et la modernisation des ouvrages, tout en maîtrisant les coûts.
Le remplacement des réseaux en fonte à graphite lamellaire dite « fonte grise » identifiés sur le territoire
de Le Havre Seine Métropole est achevé, conformément aux dispositions réglementaires.
L’évolution de la longueur de réseau alimenté en Moyenne Pression (MP) reflète les travaux engagés pour développer, adapter et moderniser le réseau de distribution sur le territoire de Le Havre Seine Métropole.
92% 92% 93% 93% 93% 94% 94% 94% 94% 95%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 000
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Taux de réseau Moyenne Pression
Linéaire en km
Evolution du réseau par pression
Moyenne Pression Basse Pression Pourcentage MP Page 100 sur 200
II. Inventaire des ouvrages
L’inventaire des principaux ouvrages de distribution installés sur le territoire de Le Havre Seine Métropole au 31 décembre 2022 est donné ci-dessous :
Nature de l’ouvrage LHSM
Conduites de distribution réseau (en km) 890
Postes de détente Réseau (nb) 117
Robinets de réseau (nb) 494
Branchements individuels (nb) 38 133
Branchements collectifs (nb) 6 158
Postes d’injection de biométhane (nb) 0
• Postes de détente réseau :
Les postes de détente réseau ont pour rôle d’abaisser la pression du gaz, de la réguler et de sécuriser le réseau en aval. Leur nombre et leur positionnement sont liés à la structure du réseau et ses évolutions.
• Robinets de réseau
Le schéma de vannage permet d’interrompre rapidement et efficacement l’alimentation en gaz lors d’incidents ou de travaux, et de limiter le nombre de clients coupés. Il définit le nombre et le positionnement d’organes de coupure (vannes ou robinets) sur le réseau.
Le choix des robinets de réseaux utiles à l’exploitation des réseaux gaz s’effectue en fonction : - de la structure et des caractéristiques des réseaux (longueur, diamètre, éventuels points singuliers, nombre de robinets à manœuvrer),
- du nombre de clients,
- des volumes maximum à purger définis en fonction de la typologie des ouvrages, - d’éventuelles particularités locales connues de l’exploitant.
• Branchements individuels
Le recensement des branchements individuels s’appuie sur les applications facturières qui distinguent les raccordements actifs ou non, en immeuble individuel ou collectif, mais sans détail précis sur les caractéristiques techniques des ouvrages.
• Branchements collectifs
Le projet RIO (Référentiel d’Inventaire d’Ouvrages), conduit de 2004 à 2009, a permis de disposer d’un inventaire technique de bonne qualité.
Des retours d’expérience nationaux ont cependant montré que cet inventaire était incomplet. En particulier, il n’intégrait pas les ouvrages collectifs comportant seulement 2 branchements particuliers. Il a donc été complété dans le cadre du projet RIO 2, conduit de 2015 à 2017, qui s’est traduit par une révision du nombre de branchements collectifs à l’inventaire du réseau.
A l’issue du projet RIO 2, GRDF a conduit à l’automne 2018 une opération de recalage de l’inventaire comptable. Les visites terrain réalisées dans le cadre de RIO 2 ont été achevées fin 2017, tandis que la mise à jour de l’inventaire technique s’est prolongée sur le premier semestre 2018. Afin d’intégrer les dernières Page 101 sur 200
mises à jour, l’export technique ayant servi de base de comparaison a donc été réalisé fin juillet 2018. La situation à date est présentée dans le tableau « Cohérence des inventaires des ouvrages collectifs » ci- dessous.
• Postes d’injection de biométhane
Les producteurs de gaz vert qui souhaitent injecter leur production sur le réseau de distribution prennent en charge l’épuration du gaz produit afin qu’il réponde aux spécifications physico-chimiques définies réglementairement. GRDF, de son côté, assure le contrôle de la qualité du gaz produit, son odorisation, sa détente et son comptage avant injection dans le réseau de distribution. Ces opérations sont réalisées au sein du poste d’injection de biométhane.
COHERENCE DES INVENTAIRES
Le taux de cohérence mesure la cohérence entre inventaire technique (ouvrages mis en service) et
inventaire patrimonial (ouvrages mis en service et immobilisés) :
Cohérence Inventaires des canalisations
à fin 2022
LHSM
Longueur Inventaire technique (en km) 890
Longueur Inventaire patrimonial (en km) 905
Ecart total (Inventaire technique – patrimonial) -15
Ecart absolu 156
Taux de cohérence 91,3%
Le taux de cohérence est mesuré à partir de « l’écart absolu », qui correspond à la somme des valeurs absolues des écarts entre les deux bases, en comparant un quadruplet « INSEE - année – diamètre - matière » : il ne s’agit ainsi pas de la différence brute entre les linéaires enregistrés dans chacune des deux bases, limitée à 15 km.
Cohérence Inventaires des ouvrages collectifs
à fin 2022
LHSM
Nombre Inventaire technique 18 609
Nombre Inventaire patrimonial 18 796
Ecart total (Inventaire technique – patrimonial) -187
Ecart absolu 215
Taux de cohérence 99,4% Page 102 sur 200
❖Bilan industriel
L’enjeu majeur de GRDF est de garantir la sécurité industrielle de la distribution publique de gaz.
L’approche sécurité de GRDF est fondée sur l’amélioration continue de la sécurité des personnes et des biens.
Elle repose sur les axes complémentaires suivants :
• La conception et la construction des ouvrages ;
• Les investissements de modernisation du réseau ;
• La rigueur dans la conduite du réseau ;
• La politique de maintenance, selon des gammes adaptées ;
• La prévention des risques tiers, via notamment l’application de la réglementation anti- endommagement ;
• L’organisation des interventions de sécurité 24h / 24h.
La réalisation et l’analyse des retours d’expérience (REX) nourrissent l’amélioration continue du dispositif.
Les ouvrages concédés font l’objet d’un programme de maintenance régulier auquel est associé un programme d’adaptation et de modernisation pour garantir la sécurité industrielle de la distribution publique de gaz.
Sur le territoire de Le Havre Seine Métropole, GRDF a investi près de 13 M€ sur les 7 dernières années pour l’adaptation et la modernisation des ouvrages, avec notamment une volumétrie de renouvellements de réseaux exceptionnellement élevée en 2016 et 2018 et l’impact du programme de rajeunissement des régulateurs en 2021 et 2022.
Les ouvrages concédés font l’objet d’un programme de maintenance qui vise à s’assurer du bon
fonctionnement des ouvrages dans la durée, à prévenir les incidents par une intervention ciblée et à
corriger d’éventuelles anomalies ou dysfonctionnements constatés. Ainsi, la surveillance des réseaux, les
visites de maintenance et les interventions régulières des techniciens de GRDF sont des moyens de vérifier
le bon état des ouvrages et l’absence de fuites. En cas d’anomalie, une remontée d’informations est mise
en place afin de déclencher une action corrective.
Plus généralement, l’analyse des fuites et des incidents est une source importante d’identification de matériels ou de types d’ouvrages nécessitant des actions de maintenance voire l’engagement de programmes de renouvellement. Compte-tenu du faible nombre d’occurrences à l’échelle de chaque concession, GRDF exploite les données à la maille nationale, permettant ainsi de s’appuyer sur un échantillon suffisamment représentatif. Page 103 sur 200
I. Traitement et analyse des incidents
Dans le cadre de ses missions de service public de la distribution de gaz, GRDF a mis en place « Urgence Sécurité Gaz » : un service de réception des appels 24h/24 et 7 jours sur 7 à la maille France à partir de 3 sites : Lyon, Toulouse et Sartrouville.
Ce service reçoit et trace l’ensemble des appels de tiers et des techniciens de GRDF.
Les appels reçus sont répartis en « interventions de sécurité gaz » et en « dépannages gaz ».
L’évolution du nombre d’appels reçus sur le périmètre de Le Havre Seine Métropole est marquée par
l’impact du déploiement du compteur communicant sur le territoire (majoritairement sur 2016-2017), en
particulier sur les dépannages.
Une fois arrivé sur place, le technicien d’intervention réalise un diagnostic lui permettant de confirmer la présence d’un incident (incident constaté) et le cas échéant de qualifier si cet incident concerne un ouvrage exploité par GRDF. Dans l’affirmative, il réalise son intervention.
Le taux moyen d’incidents constatés à la suite d’un appel est de 38% en moyenne sur la période.
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Evolution du nombre d'appels reçus
Dépannage Sécurité
La Procédure Gaz Renforcée (PGR)
Déclenchée lors d’incidents spécifiques, la Procédure Gaz Renforcée (PGR) se distingue des procédures d’intervention gaz classiques. L’objectif de la PGR est d’améliorer l’efficacité des interventions liées au gaz, notamment grâce à une coordination renforcée entre Sapeurs-Pompiers du Service Départemental d’Incendie et de Secours (SDIS) et exploitants du réseau gaz.
La Procédure Gaz Renforcée a été déclenchée sur 14 interventions de sécurité réalisées sur le territoire de Le Havre Seine Métropole en 2022. Page 104 sur 200
Le nombre d’incidents est en tendance baissière, à l’exception des années 2016 et 2017, marquées par le déploiement du compteur communicant.
En effet, les interventions réalisées conduisent les techniciens à détecter des micro-fuites antérieures ou consécutives à la pose du nouveau compteur.
Dans le cadre du déploiement des compteurs communicants, les techniciens prestataires ont pour consigne d’appliquer les procédures et d’appeler le service Urgence Sécurité Gaz et rester sur place en attendant l’arrivée d’un technicien d’intervention GRDF. Ceci a pour conséquence l’augmentation du nombre d’appels (dépannages et interventions de sécurité) sur la zone concernée par le déploiement.
L’analyse des incidents selon leur cause et les ouvrages concernés est une donnée d’entrée importante de l’approche sécurité de GRDF, en complément des obligations réglementaires. Les remontées terrain identifiées (retours d’expérience, analyse des anomalies et/ou dysfonctionnements) et le bilan de la période écoulée viennent nourrir la boucle d’amélioration.
969 961
881
1 280
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817 790
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781
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Evolution du nombre d'incidents Page 105 sur 200
Le graphique qui suit montre la répartition des incidents selon leur cause :
La principale cause d’incident concerne le matériel (plus de 70% des incidents) ; ces incidents portent essentiellement sur les branchements et CICM (organes de coupure et compteurs notamment) :
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Evolution des incidents sur les ouvrages exploités par GRDF
par cause
Matériel Défaut de mise en oeuvre / Fausse manoeuvre
Dommages Incendie
Environnement Défaillance d'installations à proximité Page 106 sur 200
Les fuites sur ouvrages exploités par GRDF
Le nombre de fuites sur ouvrages exploités par GRDF (hors dommages aux ouvrages) se répartit de la manière suivante :
• Les fuites sur réseau représentent moins de 3% du total en 2022. Depuis la fin de la résorption des
réseaux en fonte grise, les fuites sur conduite de distribution sont minoritaires.
• Les fuites sur branchements représentent 65% du total, dont 17% pour leur partie enterrée et 48%
pour leur partie aérienne (y compris compteur), et restent le principal motif d’incident sur ouvrages
de distribution de gaz.
• Les fuites sur ouvrages en immeuble représentent 32% du total.
La majorité des fuites sur branchements et ouvrages en immeubles concernent les régulateurs, compteurs et OCI (Organes de Coupure Individuelle) (incluant l’impact compteur communicant, très visible sur la chronique). Ces fuites sont traitées par des actions de maintenance corrective.
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Fuites sur ouvrages exploités par GRDF par type
d'ouvrages hors dommages de tiers
Réseau (y c. robinets et postes) Branchements (ind et coll) - partie enterrée
Branchements (ind et coll) - partie aérienne Ouvrages en immeubles Page 107 sur 200
II. Dommages aux ouvrages
Les dommages aux ouvrages gaz sont source de risques pour les intervenants des travaux, les tiers et les services d’intervention. Ils génèrent des perturbations pour les consommateurs, les riverains et les élus, mais également des coûts directs et indirects élevés alors qu’ils sont le plus souvent évitables.
GRDF est fortement impliqué dans la prévention des endommagements et œuvre quotidiennement pour que chaque partie prenante agisse pleinement en prévention et en sécurité. Les responsables de projets portent l’analyse des risques et leur intégration dans la conception des travaux. Les entreprises ont en charge de réaliser le travail en sécurité dans le respect du guide technique de travaux.
GRDF est aux côtés de ces intervenants par la qualité de ses réponses aux déclarations de travaux, par l’amélioration en continu de sa cartographie, déjà très satisfaisante, et par la mise en œuvre de procédures d’intervention de sécurité et de remise en service du gaz, si nécessaire, les plus efficientes.
Depuis le 1er juillet 2012, la réglementation anti-endommagement fixe le cadre réglementaire du dispositif.
Sur le territoire de Le Havre Seine Métropole, le nombre de DO (Dommages aux Ouvrages) reste contenu, autour de 8 dommages par an, avec quelques fluctuations du fait du faible nombre d’occurrences. Toutefois, le contexte d’activité travaux importante, avec notamment l’extension du réseau de chaleur urbain, doit inciter l’ensemble des acteurs à la plus grande vigilance.
0,23%
0,17%
0,19%
0,16% 0,13%
0,19%
0,19%
0,0%
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0,1%
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2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Evolution des dommages sur ouvrages enterrés avec fuite
versus nombre de DICT avec présence d'ouvrages GRDF
Dommage sur ouvrages enterrés avec fuite Taux de DO par DICT avec présence d'ouvrages
Ramené au nombre de Déclarations d’Intention de Commencement de Travaux (DICT) adressées par les exécutants de travaux et avec présence d’ouvrage GRDF à proximité (chiffre représentatif du volume de travaux de tiers réalisés à proximité des ouvrages gaz), le taux de dommages reste inférieur à 0,2% dans un contexte de travaux réalisés importants (entrée de ville et réseau de chaleur urbain). Page 108 sur 200
Prévention des dommages aux ouvrages
L’ensemble des acteurs doit rester vigilant et poursuivre les efforts d’information, de prévention et de coopération.
En particulier, il est indispensable de maintenir la vigilance sur les points suivants :
• l’exhaustivité et la qualité des déclarations préalables de travaux (DT et DICT), • l’analyse des risques avant le commencement du chantier par le responsable de projet et l’entreprise intervenante,
• l’amélioration de la précision de la localisation des ouvrages sensibles dans le sous-sol, soit sous forme d’investigations complémentaires si elles sont demandées dans certains cas par l’exploitant, soit sous forme d’opérations de localisation, et l’usage de clauses techniques et financières si nécessaire en complément,
• le marquage au sol des réseaux et des branchements ainsi que leurs zones de précaution (fuseau d’incertitude),
• l’adaptation impérative des techniques de terrassement dès lors que le décroûtage a été réalisé en employant des « techniques douces » dans les zones de précaution,
• le recours systématique à des équipes travaux compétentes disposant de l’Autorisation d’Intervention à Proximité des Réseaux (AIPR),
• la création d’un point d’arrêt en cas de doute ou d’écart observé entre le prévisionnel attendu et la réalité du terrain.
En 2022, il reste une part -restreinte- de travaux provenant d’intervenants qui n’effectuent pas de déclaration, preuve d’une appropriation encore incomplète d’acteurs occasionnels, professionnels ou particuliers, moins aguerris aux procédures. C’est pourquoi GRDF poursuit son travail de sensibilisation.
En complément de l’Autorisation d’Intervention à Proximité des Réseaux (AIPR), obligatoire pour les intervenants et les responsables de projets (ou maîtres d’ouvrage), GRDF réalise des actions de sensibilisation aux risques gaz en salle ou sur le terrain par « street-learning », afin d’expliquer la lecture d’un plan et de l’environnement. Les visites préventives de chantiers sont également l’occasion pour GRDF de rappeler les règles anti-endommagement et d’accompagner les intervenants.
La prévention des dommages, pour être efficace, est avant tout une affaire de coopération et de prise de conscience de tous les acteurs qui interviennent, depuis la maîtrise d’ouvrage et la conception des chantiers jusqu’à leur réalisation. GRDF organise régulièrement des actions de sensibilisation auprès des entreprises locales de travaux publics. En particulier, dans le cadre du déploiement du réseau de chaleur du Havre et de la liaison électrique pour le parc éolien offshore de Fécamp au Havre, plusieurs réunions avec les différents intervenants ont été réalisées pour éviter les dommages lors des travaux.
III. Maintenance des ouvrages
La maintenance, qu’elle soit préventive ou corrective, vise à s’assurer du bon fonctionnement des ouvrages
dans la durée, prévenir les incidents par une intervention ciblée et corriger d’éventuelles anomalies ou
défaillances constatées.
Dans le respect des dispositions de l’arrêté du 13 juillet 2000, GRDF définit une politique de maintenance
pluriannuelle à l’échelle nationale, par famille d’ouvrages, et revue régulièrement en fonction des constats
réalisés.
Au sein de chaque famille d’ouvrages, des gammes (actes à réaliser) et des fréquences de maintenance
différentes sont déterminées en fonction des caractéristiques des ouvrages (ex. pression, matière,
configuration, équipements, …). Page 109 sur 200
Le tableau ci-dessous indique les principaux actes à réaliser pour les principaux types d’ouvrages :
Famille d’ouvrages Exemples d’actes à réaliser
Canalisations RSF (recherche Systématique de Fuites), en véhicule (Véhicule de Surveillance du Réseau) ou à pied
Robinets de réseau Vérification de l’identification, de l’accessibilité, test de manœuvrabilité, graissage
Postes de détente réseau Test de fonctionnement, révision exhaustive, démontage et changement de pièces
Autres éléments de réseau (points singuliers,
protection cathodique, équipements de
téléexploitation, ...)
Très diversifiés : inspection visuelle, détection de fuite,
mesures électriques, contrôle du fonctionnement des
appareils, évaluation complète détaillée, …
Branchements collectifs et ouvrages en
immeubles (conduites d’immeubles et conduites
montantes)
Inspection visuelle, détection de fuite, contrôle de
l’état des conduites, vérification des organes de
coupure, de la ventilation, …
Autres éléments de branchements (postes de
livraison clients, compteurs, équipements de
télérelève, …)
Vérification périodique, étalonnage réglementaire,
changements de piles, remplacement
En application de cette politique, GRDF programme et réalise chaque année un certain nombre d'actes de
maintenance préventive des différents ouvrages concédés (réseau, postes de détente, ouvrages en
immeuble ...).
Le tableau ci-après précise les nombres d'actes prévus et réalisés ces 7 dernières années sur les principaux ouvrages concédés par Le Havre Seine Métropole.
Type d’ouvrage 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Réseau en m
Prévu 546 900 241 465 213 135 369 716 602 186 181 818 148 635
Réalisé 720 830 304 409 256 213 492 768 825 083 208 799 210 795
Branchements collectifs en nb
de visites
Prévu 876 1 031 853 645 1 033 1 204 1 069
Réalisé 877 1 031 853 677 1 033 1 206 1 070
Robinets en nb de visites
Prévu 285 291 238 278 320 341 314
Réalisé 292 303 244 280 320 342 315
Postes en nb de visites
Prévu 75 52 63 50 64 48 51
Réalisé 75 63 66 51 64 48 51
IV. Cartographie du réseau
La fiabilisation de la cartographie est un axe majeur pour permettre aux différents intervenants d’identifier correctement la localisation des ouvrages sur le domaine public. Ainsi, GRDF a adapté sa cartographie en fonction des technologies disponibles. Page 110 sur 200
Dans les années 90, la cartographie de détail (cartographie grande échelle) des ouvrages gaz n’était pas numérisée : elle était accessible sur support papier calque en agence d’exploitation et sur microfiches. Au cours des années 2000, une action de numérisation massive des plans de détail a été engagée, d’abord sous format raster (images), puis progressivement sous format vectoriel. A partir de 2007, la cartographie moyenne échelle (support du schéma d’exploitation, utilisée pour le calcul des réseaux) a été implémentée dans un Système d’Information Géographique (SIG) unique, permettant un continuum géographique sur l’ensemble du territoire desservi par GRDF. Parallèlement, les plans Grande Echelle ont commencé à être géoréférencés, et à partir de 2010, une campagne de géoréférencement des plans Grande Echelle a démarré.
La cartographie Grande Echelle de Le Havre Seine Métropole comporte 4 947 plans (88% en zone urbaine et 12% en zone rurale), dont plus de 99% sont désormais géoréférencés.
Plans géoréférencés Plans non géoréférencés Total
Plans en rural 583 0 583
Plans en urbain 4 325 39 4 364
Total général 4 908 39 4 947
La réglementation anti-endommagement de juillet 2012 a défini les classes de précision (A, B et C) de la représentation des ouvrages et a imposé que les nouveaux ouvrages gaz construits à partir de cette date soient représentés en classe A, c’est à dire positionnés avec une précision inférieure à 40 cm pour les ouvrages rigides (acier) et à 50 cm pour les ouvrages flexibles (polyéthylène). Ce niveau de précision est aujourd’hui atteint pour les ouvrages neufs ou renouvelés depuis cette date, grâce à la combinaison de technologies modernes (ex : GPS RTK) et de méthodes de relevé très précises (triangulation).
GRDF a également engagé une démarche volontariste d’amélioration de la précision de la cartographie existante. Ainsi, GRDF a qualifié la classe de précision cartographique de l’ensemble des ouvrages et engage des démarches d’amélioration de leur représentation cartographique.
Sur le territoire de Le Havre Seine Métropole, à fin 2022, le taux de canalisations réseau en service en classe A est de 83,2%.
Par ailleurs, GRDF met désormais à disposition de Le Havre Seine Métropole les données cartographiques Moyenne Echelle relatives aux réseaux, branchements, robinets et postes réseau, directement depuis la Plateforme de Données Concession accessible depuis le Portail Collectivité sur le site grdf.fr, le partage de l’information géographique constituant un enjeu pour l’aménagement du territoire. Page 111 sur 200
V. Investissements sur le réseau
La politique d’investissements de GRDF s’inscrit dans une vision long terme de l’évolution du réseau de distribution de gaz, prenant en compte notamment :
• les contrats de concession de distribution de gaz, le Contrat de Service Public (CSP), les réglementations générales, techniques, en matière de métrologie, thermiques, environnementales, issues du code de l’énergie, etc.46 ;
• l’identification des ouvrages à moderniser en priorité dans le cadre de la politique de gestion du risque industriel et en tenant compte du retour d’expérience des exploitants ;
• l’analyse des principaux risques et facteurs environnementaux auxquels sont soumis les ouvrages (ex. risque froid, risque crue) ;
• les projets de transition écologique et d’infrastructures à court et moyen terme et leur impact sur la structure du réseau (biométhane, GNV, raccordements, projets urbains, déplacements d’ouvrages) ;
• le jalonnement des grands projets de GRDF (ex. comptage communicant - GAZPAR) ;
• la prise en compte de l’ensemble de ces éléments pour déterminer les évolutions à envisager le cas échéant sur la structure du réseau.
Elle s’accompagne de l’évaluation des supports nécessaires à la mise en œuvre de ces évolutions, notamment en termes de :
• logistique ;
• système d’information et bases de données (dont la cartographie).
Les investissements d’adaptation et de modernisation des ouvrages
Les investissements d’adaptation et de modernisation des ouvrages et leur priorisation sont centrés sur l’optimisation des actifs au profit de la sécurité, du respect de la réglementation, de la continuité d’acheminement et du développement durable.
Ils sont classés selon deux chapitres :
- Structure du réseau,
- Modernisation du réseau.
Structure du réseau
Ces investissements regroupent l’optimisation des schémas de vannage et les autres investissements de structure du réseau (restructurations et renforcements).
Sur Le Havre Seine Métropole, plus de 400 k€ ont été investis sur le schéma de vannage depuis 2016. L’optimisation du schéma de vannage est désormais finalisée, quelques adaptations pourront être réalisées en fonction des évolutions du réseau et de l’impact du développement du biométhane.
46 ex. études de dangers pour les canalisations hautes caractéristiques, protection cathodique, vérification périodique d’étalonnage des
dispositifs de comptage (VPE), droit à l’injection (biométhane), conditions de raccordement … Page 112 sur 200
Après les investissements importants consentis sur 2018-2020, l’analyse des capacités du réseau et les projections sur le développement des consommations n’impliquent pas de renforcement significatif à moyen terme.
Toutefois, le raccordement éventuel de stations GNV et/ou de gros projets industriels pourraient impliquer un renforcement du réseau à terme.
Modernisation des ouvrages
Les programmes de modernisation s’appuient sur les travaux relatifs à la sécurité industrielle menés par GRDF, tout en recherchant la synergie avec la politique de prévention des dommages aux ouvrages et l’articulation avec les travaux de voirie envisagés par les collectivités et autres acteurs.
• Les travaux résultant d’exigences réglementaires (arrêté du 13 juillet 2000, réglementation multi-fluide issue du code de l’environnement), en particulier la mise en œuvre de « mesures compensatoires » éventuelles issues des études de dangers réalisées sur les canalisations « hautes caractéristiques ».
Le réseau de Le Havre Seine Métropole comporte 7 570 m de canalisations « hautes caractéristiques ». Les études de dangers réalisées ont permis d’identifier les mesures compensatoires à mettre en œuvre, en particulier la pose de 239 mètres de protections mécaniques de canalisations. L’intégralité a été réalisée en 2018 et 2021.
• Les renouvellements ciblés de réseaux, tenant compte des dispositions réglementaires, du retour d’expérience sur les taux de fuites et les remontées des exploitants, des programmes de voirie (opportunités de voirie) et des risques liés aux dommages de tiers (renouvellements d’ouvrages en anticipation de travaux de tiers dans le cadre de la prévention des dommages aux ouvrages). Ces renouvellements visent particulièrement, sur le plan national, les conduites en cuivre et en fonte ductile.
Sur Le Havre Seine Métropole, 16,6 km de réseau en fonte ductile ont été renouvelés depuis 2014, avec notamment une volumétrie de renouvellements très importante sur 2015-2018 (11 km en seulement 4 ans).
• Les travaux de modernisation des branchements et ouvrages en immeubles : Ces travaux comprennent les renouvellements, concomitamment avec le renouvellement du réseau, ou en fonction de leur sensibilité aux dommages de tiers, ou ciblés sur les ouvrages identifiés comme à moderniser en priorité du fait de leurs caractéristiques techniques et/ou configuration et/ou environnement spécifique en application de la politique de gestion du risque industriel de GRDF.
Ils peuvent également concerner la pose ou le remplacement d’équipements. Ainsi, la protection des branchements peut être assurée, quand la configuration le permet, par la pose d’un dispositif de protection, appelé DPBE (Dispositif de Protection des Branchements Existants), permettant l’interruption du débit de gaz. GRDF a également lancé un programme pluriannuel de recensement des régulateurs à l’horizon 2030, associé au rajeunissement de ceux-ci, conformément aux dispositions réglementaires.
Dans ce cadre, GRDF a consacré plus de 600 k€ au remplacement de régulateurs sur Le Havre Seine Métropole ces deux dernières années.
En 2020, sur la base d’un retour d’expérience pluriannuel, GRDF a défini les ouvrages à moderniser en priorité pour les prochaines années, en déclinaison de sa politique de gestion du risque industriel (voir ci-dessous encadré et situation à date des ouvrages relevant de ces cibles de traitement sur le territoire concédé). Page 113 sur 200
• Les autres investissements de modernisation, en particulier renouvellements « préventifs » ou à la suite d’incident ou anomalie constatée lors de la maintenance (investissements « correctifs »).
La méthode de priorisation des ouvrages à moderniser :
Pour plus de détails, voir l’Annexe « Méthode de priorisation des ouvrages à moderniser »
Cette méthode a conduit à identifier, au niveau national, sept cibles principales de traitement. Elles concernent les ouvrages en immeubles (CICM et branchements particuliers) et branchements avec régulateur situé à l’intérieur d’un local.
Le parc d’ouvrages en immeubles de Le Havre Seine Métropole ne comporte aucun ouvrage CICM relevant des cibles principales de traitement identifiées dans le cadre de la démarche de priorisation des ouvrages à moderniser.
Concernant les branchements avec régulateur situé à l’intérieur d’un local, ces configurations spécifiques sont en cours de recensement. A date, aucune configuration de ce type n’est répertoriée sur Le Havre Seine Métropole.
La politique de gestion du risque industriel
La politique de gestion du risque industriel repose sur une méthode qui consiste à identifier et hiérarchiser les familles d’ouvrages en fonction de leur vulnérabilité potentielle, puis à identifier les sous-ensembles d’ouvrages à moderniser en priorité en fonction de leurs caractéristiques techniques et/ou de leur environnement spécifique. Ce sont les « cibles principales de traitement ». Ces cibles principales de traitement (ouvrages / matière / configuration / environnement) sont intégrées au programme d’investissements.
Cette analyse est reconduite périodiquement, à partir d’un retour d’expérience pluriannuel, permettant de confirmer et/ou de faire évoluer les cibles de traitement. Elle est réalisée à la maille nationale, de façon à disposer d’un nombre d’événements suffisamment significatif pour réaliser une analyse statistique. Page 114 sur 200
Bilan technique et industriel : ce qu’il faut retenir
• Un réseau en quasi-totalité constitué de PE et d’acier et très majoritairement] exploité en Moyenne Pression
• Un nombre de DO (Dommages aux Ouvrages) contenu (~8 par an), avec un taux de DO / DICT en-dessous de 0,2% sur la durée
• Une cartographie du réseau géoréférencée à 99%, avec un bon niveau de précision (plus de 83% des réseaux en classe A)
• Un schéma de vannage optimisé
• L’absence à date d’ouvrage en immeuble ou de branchement identifié comme cible principale de traitement dans le cadre de la politique de priorisation des ouvrages à moderniser Page 115 sur 200
SYNTHESE DES INVESTISSEMENTS
L’une des missions essentielles du distributeur de gaz est de définir les politiques d’investissement et de
développement des réseaux de distribution de gaz (articles L. 111-61 et L. 432-8 du Code de l’Energie).
GRDF réalise ses investissements « réseau » selon 3 grandes finalités :
1. Raccordements de nouveaux clients et transition écologique
2. Modification d’ouvrages à la demande de tiers
3. Adaptation et modernisation des ouvrages (AMO) : adaptation de la structure du réseau, renouvellements, …
S’y ajoutent les investissements concernant les comptages et les autres investissements (quote-part des
biens non concédés qui concourent à l’accomplissement du service, qui concernent la cartographie et
l’inventaire technique, la logistique et le système d’information).
Les investissements (en concession et hors concession) sont présentés ci-dessous par grandes finalités, en flux de dépenses depuis 2016.
Outre l’impact du déploiement massif du compteur communicant (majoritairement en 2016-2017), la chronique d’investissements sur Le Havre Seine Métropole est notamment marquée par :
• Une activité de raccordements dynamique, intégrant les raccordements de clients individuels à proximité du réseau, mais également des allongements de réseau significatifs pour la desserte de lotissements et programmes immobiliers (on citera par exemple le raccordement de la ZAC Eco- Normandie à Saint-Romain-de-Colbosc en 2018-2019 avec une extension de plus de 1 km de réseau ou encore l’alimentation d’un lotissement de 39 lots dans la commune de Fontaine-la-Mallet en 2021 (extension de 520 m)) et l’alimentation de clients importants (avec notamment le raccordement de l’entrepôt géant de 92 000 m2 d’AG Real Estate et PRD en 2021 sur le Grand Port Maritime du Havre) ; Page 116 sur 200
• La réalisation, en 2022, de deux maillages pour favoriser le développement du gaz vert sur le territoire (entre La Cerlangue et Saint-Romain-de-Colbosc d’une part, et Gainneville et Saint-Aubin-Routot d’autre part), avec la pose de 9,6 km de réseau ;
• Quelques chantiers de modification d’ouvrages d’ampleur, à l’image du dévoiement d’un réseau de 2 km pour l’implantation d’une usine d’éoliennes (Siemens Gamesa) en 2019 ;
• Une volumétrie élevée de renouvellements de réseaux en fonte ductile en début de période et la mise en œuvre du programme de rajeunissement des régulateurs en 2021-2022.
En complément, le graphique suivant présente les investissements mis en service sur les ouvrages Réseau et branchements sur le territoire de Le Havre Seine Métropole sur les 7 dernières années, en distinguant les opérations de « premier établissement » et les opérations de « renouvellement » :
Sur la période 2016-2022, les investissements mis en service sur les ouvrages Réseau et branchements situés sur le territoire de Le Havre Seine Métropole représentent 20,8 M€, dont 8,5 M€ en premier établissement et 12,3 M€ en renouvellement.
A noter, que s’agissant de mises en service, il peut y avoir un décalage temporel avec la réalisation effective des travaux, notamment lorsque les chantiers sont réalisés sur deux exercices, la mise en service étant réalisée une fois le chantier terminé.
Par ailleurs, il n’y a pas de correspondance parfaite entre les finalités (présentées sur le graphique précédent) et le type de travaux (premier établissement / renouvellement) présentés ici : • Les raccordements sont en quasi-totalité des investissements de premier établissement.
• Les investissements de modification, d’adaptation et de modernisation des ouvrages sont très majoritairement des renouvellements, avec toutefois une part de premier établissement (il peut par exemple s’agir de la pose d’un nouvel ouvrage -poste réseau, canalisation- liée à un dévoiement ou une modification de la structure du réseau, ou encore de l’installation de nouveaux équipements ou de dispositifs de sécurité sur des ouvrages existants -télésurveillance, protection cathodique, DPBE-Dispositifs de Protection de Branchement Existant-, etc.-). Page 117 sur 200
BILAN CLIENTS ET QUALITE DES
PRESTATIONS
Sur Le Havre Seine Métropole, la démographie est relativement stable ces dernières années (population de 270 000 habitants), avec une croissance dans les communes en périphérie et en parallèle un retrait dans la ville centre.
Dans le cadre de ses missions de service public, GRDF accompagne les différents porteurs de projet dans un soucis de respect de l’environnement et d’efficacité énergétique.
L’amélioration de la performance énergétique des constructions neuves, impulsée par les réglementations thermiques, et l’effort porté sur la rénovation thermique des bâtiments existants, conjugués à l’amélioration des équipements (et notamment la généralisation de la chaudière à condensation), se traduisent par une réduction des consommations unitaires.
Le maintien du portefeuille de clients est un enjeu central afin de maîtriser le tarif de distribution de gaz et d’optimiser les investissements déjà consentis sur le réseau de distribution, ce dans le respect des critères de rentabilité réglementaires en vigueur pour les raccordements nouveaux.
GRDF est attentif à la qualité des prestations réalisées auprès de ses clients, et s’assure du maintien de leur satisfaction dans la durée.
❖Evolution du nombre de clients et des quantités
acheminées
Si la forte hausse du nombre de clients entre 2016 et 2017 est imputable à l’évolution de la méthode de comptage (cf. focus ci-dessous), le nombre de clients est en tendance baissière, passant d’environ 66 600 en 2017 à 66 100 en 2022 (soit une baisse de près de 500 clients), avec un décrochage assez net en 2022, notamment sur la ville du Havre. Page 118 sur 200
Les quantités acheminées qui figurent dans le précédent graphique sont brutes, c’est-à-dire non corrigées
de l’effet climatique, ce qui explique la relative variabilité d’une année sur l’autre. Indépendamment de cet effet, les quantités acheminées sont relativement stables jusqu’en 2019 et sont marquées, en 2020, par l’impact de la crise sanitaire. Après un redressement en 2021, elles affichent un net retrait en 2022, conséquence de la perte de clients, aggravée par le passage d’un gros client industriel au propane, des efforts de maîtrise des consommations, et auxquels s’ajoute la douceur climatique.
Sur le territoire concédé, 95% des clients sont des clients résidentiels. Le secteur résidentiel ne représente cependant qu’un tiers de la consommation globale.
Les clients industriels (moins de 1% du nombre de clients) comptent pour près de 40% des quantités acheminées. Le solde concerne le secteur tertiaire.
488 266
33,1%
402 384
27,3%
383
0,0%
583 671
39,6%
Répartition des quantités acheminées par secteur
d'activité en 2022 (MWh)
Résidentiel
Tertiaire
Agriculture
Industrie
Focus sur la nouvelle méthode de comptage des clients :
Jusqu’en 2016, GRDF prenait en compte le nombre de points de comptage actifs au 31/12 de l’année N. Depuis 2017, le nombre de clients correspond au dénombrement des clients ayant un contrat de fourniture actif et ayant consommé sur l’année.
Cette évolution, qui entraîne, toutes choses égales par ailleurs, une hausse apparente du nombre de clients entre 2016 et 2017, permet d’avoir une meilleure cohérence avec les quantités acheminées sur l’année. Elle n’a pas d’impact sur les recettes calculées (le terme fixe -abonnement - étant calculé mois par mois). Page 119 sur 200
❖Prestations et services aux clients
Les prestations et services réalisés par GRDF sont définis dans le catalogue des prestations, qui en décrit la nature, les délais de réalisation et le prix. Ce catalogue des prestations est validé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE), après concertation des différents acteurs (fournisseurs, distributeurs, administrations, associations de consommateurs) et mis à jour tous les ans. Il est consultable sur le site grdf.fr.
I. Prestations
Le nombre de demandes reçues des fournisseurs - Mise En Service (MES) ; Mise Hors Service (MHS) ; Coupures à la suite d’impayés ; Changement de Fournisseur (CHF) - est globalement en tendance haussière sur les 7 dernières années, avec des évolutions contrastées selon le type de prestation.
Les demandes de mise en service et hors service représentent 3/4 du total des prestations. En hausse jusqu’en 2019, les mises en service affichent une baisse par la suite, notamment en 2020 (impact crise sanitaire) puis en 2022, alors que les mises hors service augmentent, ce qui se traduit dans l’évolution du nombre de clients en 2022.
Le nombre de coupures à la suite de factures impayées baisse significativement entre 2016 et 2022 (440 demandes en 2022, à comparer aux plus de 960 interventions réalisées en 2016).
Avec l’ouverture progressive des marchés à partir de la fin des années 1990, les clients peuvent choisir librement leur fournisseur d’énergie pour leur contrat de fourniture de gaz. En parallèle, depuis 2015, les tarifs règlementés de vente (TRV) disparaissent progressivement selon les segments de marché (d’abord sur les segments des gros clients industrie et tertiaire, puis pour les petits professionnels depuis fin 2020 et enfin pour les particuliers et les copropriétés).
L’annonce de la fin, par étape, des tarifs réglementés (TRV) peut expliquer la chronique des demandes de changement de fournisseur. Page 120 sur 200
Taux de respect du délai catalogue des demandes reçues des fournisseurs
Le taux de respect du délai fixé par le catalogue des demandes reçues des fournisseurs est un indicateur de qualité de service qui mesure le nombre de demandes des fournisseurs (MES – MHS – Coupure et CHF) réalisées dans le délai fixé ou avant la date souhaitée.
Dans le cadre du mécanisme de régulation invitative de l’ATRD, la CRE incite le concessionnaire à respecter les délais des principales prestations figurant au catalogue.
Le taux de respect du délai catalogue s’améliore depuis 2017 pour se stabiliser autour de 97% ces dernières années.
Cette amélioration s’appuie sur un pilotage renforcé (avec notamment la mise en place d’Agences de Planification et Programmation des Interventions (APPI)) et la réalisation des interventions par des techniciens dédiés à l’activité gazière. Page 121 sur 200
Suite aux difficultés rencontrées pour tenir les délais de raccordements du fait de la très forte activité portée notamment par les conversions fioul-gaz, GRDF a mis en place un plan d’actions en 2019, qui a permis un net redressement des résultats.
II. Ecoute client
La satisfaction des clients et des parties prenantes est un indicateur particulièrement suivi par GRDF.
Pour les clients particuliers et professionnels, un dispositif dématérialisé d’enquêtes de satisfaction fonctionne depuis 2015. Il permet, via des questionnaires en ligne, la mesure « à chaud » de la satisfaction sur un certain nombre de prestations. Ces enquêtes sont réalisées par SMS ou par mail, avec des taux de réponses nationaux significatifs (20% sur le raccordement, 10% sur les mises en service, 12% sur le dépannage).
En 2022, au périmètre de la région Nord-Ouest (organisation GRDF) :
- 93.1% des clients sont satisfaits de la prestation de GRDF lors d’un raccordement (hors branchements collectifs),
- 92,2% sont satisfaits de l’intervention de mise en service,
- 86.7% sont satisfaits de l’accueil du distributeur,
- 94,5% se déclarent satisfaits de l’accueil dépannage gaz.
Côté collectivités locales, l’enquête annuelle 2022 montre que 97% des élus et fonctionnaires territoriaux interrogés sont satisfaits de GRDF.
L’analyse des réclamations est un point d’attention majeur pour l’amélioration des prestations et de la satisfaction des clients, même si le nombre de réclamations (émises par les fournisseurs pour le compte des clients ou directement par les clients) reste faible, ne représentant en moyenne que moins de 1% des actes réalisés.
Le nombre de réclamations est fortement influencé par le déploiement des compteurs communicants gaz, une hausse à relativiser au regard du volume d’interventions (près de 68 000 compteurs posés). Les réclamations afférentes font l’objet d’un suivi spécifique.
195
834
369
710
470
589
382
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Nombre de réclamations Page 122 sur 200
Les clients et les prestations : ce qu’il faut retenir
• Un nombre de clients en tendance baissière, avec un décrochage net en 2022.
• Des quantités acheminées relativement stables jusqu’en 2019, puis marquées par l’impact de la crise sanitaire en 2020. Un redressement en 2021, suivi d’un net retrait en 2022, conséquence de la perte de clients, aggravée par le passage d’un gros client industriel au propane, et des efforts de maîtrise des consommations, auxquels s’ajoute la douceur climatique.
• Une satisfaction des clients au rendez-vous. Page 123 sur 200
TRANSITION ECOLOGIQUE ET ANCRAGE
LOCAL
GRDF contribue à la bonne utilisation du réseau de distribution de gaz en tant qu’outil essentiel à l’équilibre
énergétique, visant à apporter au consommateur des solutions, en particulier de chauffage, performantes
aux plans économique et environnemental.
Afin de maîtriser le coût d’acheminement dans la facture des clients, la priorité est donnée à la densification
des réseaux existants par l’accompagnement des prospects situés à proximité du réseau.
Avec nos partenaires, nous proposons des solutions performantes, adaptées à chaque projet, ciblant tout
particulièrement la substitution du fioul par le gaz.
Ainsi, la convention de partenariat « pour la promotion du gaz naturel dans le cadre d’une rénovation
performante et accessible de la copropriété privée et de l’habitat individuel », signée avec Le Havre Seine
Métropole le 19 juillet 2021 en relais de la convention de 2018, s’inscrit dans le programme de massification
de la rénovation énergétique porté par la communauté urbaine. Elle détaille notamment les engagements
de GRDF en matière de soutien à la conversion gaz et la promotion de solutions gaz performantes,
s’inscrivant en cela dans le dispositif global mis en œuvre par le service de la Plateforme de la rénovation.
Compte-tenu des enjeux climatiques et de souveraineté énergétique, et même si le gaz est la moins
carbonée des énergies fossiles, les orientations stratégiques de GRDF se concentrent sur le verdissement
du gaz et sa décarbonation par l’accompagnement des projets de production de gaz vert. Le gisement des
ressources méthanisables provient principalement des zones agricoles, mais les zones urbaines sont aussi
un enjeu fort pour le développement du gaz vert parce qu’elles concentrent la consommation d’énergie et
présentent également un potentiel de production sur leur territoire avec la valorisation des biodéchets et
des boues de stations d’épuration.
I. Ancrage local
Au plus près des territoires, les agences locales de GRDF assurent les relations et interventions de proximité. Ainsi, sur Le Havre Seine Métropole, l’agence d’intervention de Montivilliers emploie une trentaine de salariés chargés d’intervenir sur le terrain. Ce maillage de proximité est complété par des agences régionales et des services nationaux.
GRDF ambitionne d’être exemplaire dans la réalisation des prestations de service et des raccordements ainsi que dans l’accompagnement de ses clients et parties prenantes. Dans cette optique, GRDF a mis en place des interlocuteurs privilégiés pour chaque partenaire : collectivités locales, bailleurs, syndics, PME- PMI, industriels, promoteurs, constructeurs de maisons individuelles, exploitants de chaufferies, plombiers, bureaux d’études etc.
Ces interlocuteurs locaux ont pour mission d’informer leurs partenaires des nouvelles solutions gaz, de les accompagner dans leurs projets et de leur faciliter l’accès au réseau.
GRDF a tissé un lien étroit avec le monde associatif et s’implique dans des actions d’insertion et de solidarité. GRDF est notamment partenaire de la Banque Alimentaire, de FACE Normandie et de la Fédération Française de Basket. Chaque année nos salariés Seinomarins participent à la collecte de la banque alimentaire. Page 124 sur 200
Dans le cadre du déploiement de CIVIGAZ, le partenariat entre GRDF et la Fondation Agir Contre l’Exclusion Normandie, activement soutenue par Le Havre Seine Métropole, a permis le recrutement de 4 jeunes pour mener des actions de sensibilisation à la sécurité des installations intérieures gaz et de lutte contre la précarité énergétique sur trois communes en 2022 (Harfleur, Montivilliers et Le Havre) et un nouveau départ pour ces jeunes initialement en situation de décrochage.
En mai 2022, l’organisation d’un OPEN Plus 3x3 par la FFB avec la participation de GRDF a permis aux jeunes Havrais de s’intégrer et de s’émanciper à travers le sport.
II. Un compteur communicant pour une meilleure maîtrise de la consommation
Maîtriser la consommation d’énergie est l’un des grands enjeux pour réussir la transition écologique dans
les territoires. Les clients sont prêts à en devenir acteurs, mais avant de maîtriser l’énergie consommée, il
faut d’abord la connaître et l’évaluer. C’est le rôle des compteurs communicants gaz dont le déploiement a
débuté à grande échelle en 2017 et se poursuit jusqu’en 2023. Le Havre fait ainsi figure de pionnier, avec
un déploiement intensif initié dès 2016, en phase « pilote » du projet.
A fin 2022, 67 645 dispositifs de comptage ont été posés sur le territoire concédé sur un total de 68 196 compteurs. Tout nouveau client est désormais équipé d’un compteur communicant.
Pour que le compteur soit communicant et que les données soient mises à disposition du client, il faut que
les informations du compteur posé soient reçues par un concentrateur, et la cohérence des données
vérifiée.
Sur Le Havre Seine Métropole, plus de 99% des compteurs communicants posés sont effectivement télérelevés. Ainsi, la quasi-totalité des clients ont désormais accès à leur consommation quotidienne d’énergie.
Tous les clients ont accès gratuitement au suivi de leur consommation via un espace personnel sur le site de grdf.fr
III. Bilan des actions de transition écologique
C’est par des actions locales que se construit la transition écologique.
Conscient de sa responsabilité sociale et environnementale, GRDF soutient les filières locales et l’économie circulaire. Page 125 sur 200
Nous intervenons ainsi auprès des collèges par l’intermédiaire du programme TEKNIK, dans les lycées de la Communauté Urbaine ou encore nous échangeons avec l’ISEL (Institut Supérieur d’Etudes Logistiques) pour expliquer les externalités positives des gaz verts.
En tant qu’acteur du territoire et dans le cadre de ses missions de service public, GRDF agit aux côtés de toutes les parties prenantes pour permettre aux projets de production de gaz vert et de stations d’avitaillement bioGNV/GNV de se raccorder au réseau concédé.
GRDF a réalisé en 2022 deux maillages pour favoriser le développement du gaz vert sur le territoire : ils permettent d’alimenter le territoire concédé avec le biométhane produit à Saint-Jean-de-Folleville (hors périmètre concédé). L’injection initialement limitée à La Cerlangue s’étend ainsi à d’autres communes, ces maillages permettant de connecter La Cerlangue et Saint-Romain-de-Colbosc d’une part, et Gainneville et Saint-Aubin-Routot d’autre part.
GRDF accompagne les agriculteurs de la pointe de Caux dans la transition énergétique.
Partenaire majeur du congrès national des Jeunes Agriculteurs en 2022, GRDF travaille à l’émergence de projets d’unités de production d’énergie locale et décarbonée.
Les nombreuses visites de sites de méthanisation organisées par GRDF à destination des acteurs du territoire permettent une meilleure appropriation et connaissance de cette technologie.
Membre actif de Métha’Normandie, GRDF apporte sa connaissance aux porteurs de projets pour favoriser le développement de la méthanisation sur la communauté urbaine havraise et sur la région Normandie.
Par ailleurs, notre soutien à CARBOLOCAL nous souhaitons sensibiliser nos équipes à notre empreinte carbone et compenser une partie de nos émissions.
Ces actions visent à créer une véritable économie circulaire locale permettant de décarboner et d’atteindre les objectifs environnementaux de la collectivité.
Le choix effectué par LHSM du bioGNV comme carburant de 55 de ses bus vient concrétiser l’accompagnement de GRDF sur cet usage (station provisoire, visite de site, échanges avec d’autres collectivités proposés et organisés par GRDF entre 2018 et 2022).
Déjà, sur le territoire de la communauté urbaine, les stations se développent : au-delà des trois stations « GNLC » (donc non raccordées au réseau de distribution), Vauban Environnement a fait le choix du GNV, auquel s’ajoute la station du site de GRDF Montivilliers.
Enfin, GRDF apporte une contribution active aux travaux des PCAET du Havre Seine Métropole, en apportant son expertise et en animant les acteurs du territoire (agriculteurs et industriels) sur les projets de méthanisation. Page 126 sur 200
Transition écologique et ancrage local : ce qu’il faut retenir
• Une concession pionnière pour le déploiement des compteurs communicants, initié dès 2016 en phase pilote du projet, avec désormais un accès à leur consommation quotidienne d’énergie pour la quasi-totalité des clients.
• Des partenariats fructueux avec la FACE Normandie (CIVIGAZ) et le monde associatif (Banques Alimentaires, fédération Française de Basket, …).
• Une dynamique de développement des gaz verts sur la région, qui se concrétise d’ores et déjà par l’alimentation en gaz vert de la concession. Page 127 sur 200
BILAN ECONOMIQUE ET FINANCIER
Comme évoqué en début de document (chapitre « contexte »), de profonds changements ont marqué le monde gazier au cours des dernières années, avec notamment le passage d’un modèle intégré (distributeur et fournisseur réunis dans la même société), à un modèle dit « dissocié », avec la création de GRDF (les activités de GRDF sont indépendantes et autonomes des activités des fournisseurs et notamment de ENGIE).
Depuis 1999, le marché de la fourniture de gaz s'ouvre progressivement à la concurrence. La distribution publique de gaz se concentre sur le développement, l’exploitation du réseau de distribution et l’acheminement de gaz. Le premier tarif ATRD a défini, dès 2004, les recettes permettant de couvrir les charges d’exploitation autorisées, les charges liées aux investissements et la marge du distributeur.
En 2015, la concertation Nouvelles Données pour une Nouvelle Donne (NDND) conduit GRDF à modifier en profondeur la présentation du compte d’exploitation. Les données ont pour vocation de traduire, à la maille du territoire concédé par Le Havre Seine Métropole, les éléments constitutifs du tarif ATRD déterminé par la CRE. Les dispositions issues de la concertation ont été reprises dans le décret « CRAC » n° 2016-495 du 21 avril 2016, pris en application de l’article 153-III de la loi 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Ce décret a été depuis codifié aux articles D 2224-48 et suivants du code général des collectivités territoriales.
Afin de refléter au mieux la réalité de l’exploitation, qui peut varier en fonction de l’activité du concessionnaire, des clés opérationnelles de répartition des charges d’exploitation, au plus près du terrain, sont utilisées dès que cela est possible. Le cas échéant, des clés patrimoniales ou financières sont utilisées lorsqu’il n’existe pas de clés opérationnelles pertinentes pour une charge.
Les charges liées aux investissements intègrent à la fois le remboursement économique des investissements et la rémunération de ces investissements qui constitue l’unique source de rémunération de GRDF.
Compte d’exploitation synthétique :
Le compte d’exploitation du territoire concédé est présenté sous une forme cohérente avec l’équilibre tarifaire défini par la Commission de Régulation de l’Energie au niveau national pour l’élaboration du tarif ATRD, en détaillant :
• d’une part les recettes d’acheminement résultant de l’application du tarif ATRD aux consommations des clients du territoire concédé ;
• d’autre part les charges nettes d’exploitation : charges d’exploitation brutes, affectées au territoire concédé au moyen de clés de répartition, desquelles sont déduites les recettes liées aux prestations complémentaires,
• enfin les charges d’investissement qui correspondent, pour l’ensemble des immobilisations situées sur le territoire concédé (ou la quote-part affectée au territoire concédé pour les biens mutualisés), à la somme du remboursement économique et de la rémunération des actifs au taux fixé dans l’ATRD. Page 128 sur 200
Montants en k€ 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Recettes d'acheminement 18 288 17 674 18 444 18 366 17 823 18 997 16 854
Charges Nettes d'Exploitation 8 276 8 598 7 799 7 953 7 915 7 510 8 479
Charges d’exploitation brutes 9 506 9 606 8 973 8 966 9 100 8 708 9 584
Recettes liées aux prestations
complémentaires -1 228 -1 004 -1 168 -1 008 -1 178 -1 191 -1 100
Recettes acheminement vers réseau
aval hors zone péréquée -3 -4 -7 -5 -6 -7 -5
Charges d'investissements 9 418 9 849 10 244 10 366 10 013 10 083 10 709
Produits moins charges 595 -772 401 47 -106 1 404 -2 334
Impact climatique -367 -630 -401 -631 -1 148 -144 - 897
Contribution à la péréquation -588 -1 677 -482 -470 209 516 500
Autres (régularisation du tarif
précédent, impayés…) 1 550 1 535 1 284 1 148 834 1 032 -1 937
Voir dans le paragraphe « l’équilibre financier » la définition des 3 dernières lignes du tableau ci-dessus
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Montants en k€
Evolution du compte d'exploitation
Charges Nettes d'Exploitation Charges d'investissements Recettes d'acheminement Page 129 sur 200
❖Recettes
Les recettes (ou produits) comprennent les recettes liées à l’acheminement du gaz (application du tarif d’acheminement du réseau de distribution (ATRD) aux volumes acheminés) et les recettes liées aux prestations complémentaires (principalement issues du catalogue des prestations de GRDF).
Les recettes d’acheminement
La grille tarifaire est structurée en 4 options tarifaires principales (T1, T2, T3 et T4), applicables aux différents consommateurs raccordés au réseau de distribution en fonction de leur niveau de consommation de gaz. Elles comprennent un abonnement et un terme proportionnel aux quantités de gaz consommées, et, en complément pour l’option T4, deux termes proportionnels à la capacité journalière souscrite. Les options T1 et T2 correspondent majoritairement aux usages des clients résidentiels et professionnels, alors que les options T3 et T4 correspondent aux usages de consommateurs de type tertiaire et industrie.
Une dernière option tarifaire nommée « Tarif de proximité (TP) » cible les gros consommateurs installés à proximité du réseau de transport de gaz et déjà alimentés par les réseaux de distribution. Elle comprend un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel à la distance à vol d’oiseau entre le point de livraison et le réseau de transport le plus proche, auquel est affecté un coefficient multiplicateur dépendant de la densité de population de la commune d’implantation du consommateur.
L’acheminement est facturé à chaque fournisseur d’énergie, pour l’ensemble des points de livraison de ses clients, et intégré dans les factures adressées aux consommateurs finals.
Les recettes liées à l’acheminement représentent la majeure partie des produits du territoire concédé, en moyenne 94% pour Le Havre Seine Métropole.
Elles évoluent notamment en fonction des quantités acheminées (déterminées à partir des relevés de consommation), du nombre de clients et des mouvements tarifaires.
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Montants en k€
Evolution des recettes
Recettes d'acheminement (T1/T2) Recettes d'acheminement (T3/T4/TP)
Recettes hors acheminement Page 130 sur 200
On notera en particulier :
- l’augmentation du tarif ATRD au 1er juillet 2018 (+2,01%), ainsi que la mise en place du « terme de commissionnement »47 ;
- des quantités acheminées en retrait en 2020, année marquée par la crise sanitaire et un impact climatique défavorable (hiver chaud) ;
- le redressement des quantités acheminées en 2021 accentué par les évolutions tarifaires (-0,4% au 1er juillet 2020 avec la mise en place du tarif ATRD6, puis +0,7% au 1er juillet 2021 dans le cadre de l’évolution tarifaire annuelle, hausse du terme de commissionnement au 1er juillet 2021) ;
- un net retrait des quantités acheminées en 2022 (-460 GWh par rapport à 2021), année marquée par la crise Ukrainienne impactant les prix et les choix énergétiques d’industriels (-200 GWh), la baisse du nombre de clients et la douceur climatique.
Les recettes liées aux prestations complémentaires
Les recettes liées aux prestations du catalogue représentent la majorité des recettes liées aux prestations complémentaires.
Le catalogue de prestations de GRDF est public, consultable sur le site internet de GRDF, et annexé au contrat de concession. Les prestations ainsi que les prix mentionnés dans le catalogue sont mis à jour chaque année à la suite d’une délibération de la Commission de Régulation de l'Energie.
47 Terme « Rf » tel qu’introduit par la délibération CRE n°2017-238 du 26 octobre 2017, venant augmenter l’abonnement annuel pour
prendre en compte le montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique.
18%
59%
0%
23%
Répartition des recettes liées aux prestations
complémentaires en 2022
Prestations ponctuelles
Prestations récurrentes
Prestations producteurs de
biométhane
Raccordements et autres travaux Page 131 sur 200
Le catalogue des prestations distingue deux catégories de prestations destinées aux clients :
• les prestations ponctuelles (facturées à l’acte) qui correspondent par exemple à la facturation de demandes de mise en service, de mise hors service ou de coupure pour impayé,
• les prestations récurrentes qui concernent majoritairement les comptages et postes de livraison client (location et services).
Comme l’acheminement, ces prestations sont pour l’essentiel facturées aux fournisseurs, qui se chargent de les facturer au client final. Le détail de ces recettes est fourni par code frais, dans le cadre des données de contrôle de concession.
Le détail des autres recettes est communiqué par commune dans les données économiques transmises via l’espace privé du concédant sur le site grdf.fr. Le poids de ce poste reste cependant peu significatif.
❖Charges
On distingue deux types de charges : les charges d’exploitation (coûts d’exploitation nécessaires à l’exécution du service) et les charges liées aux investissements (remboursement des investissements et coût de leur financement).
I. Les charges d’exploitation brutes
La répartition des charges d’exploitation brutes (9,6 M€ en 2022) est la suivante :
Quelques précisions :
Les charges de main d’œuvre comprennent les charges de personnel et les charges sociales.
Les autres charges d'exploitation comprennent les charges liées aux prestations complémentaires (par construction, égales aux recettes hors acheminement, car elles ne peuvent générer de marge commerciale), le commissionnement (intégré au tarif d’acheminement et reversé aux fournisseurs), les dépenses d’informatique, d’assurance, de télécommunications, d’immobilier et autres dépenses de communication et de développement des usages du gaz.
A noter que pour la charge « Redevances », seule la redevance de concession, dite R1, est directement affectée au territoire concédé dans le compte d’exploitation présenté. Page 132 sur 200
Les redevances d’occupation du domaine public (RODP et RODP provisoire) sont ventilées à la clé « linéaire de réseau » dans le compte d’exploitation dans la mesure où certains gestionnaires de voirie ne sont pas concédants (Conseils Départementaux…).
Montants en k€ 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
R1 120 122 124 128 130 131 134
RODP 38 35 41 38 39 40 40
RODP provisoire 3 1 2 2 4 3 3
II. Les charges liées aux investissements
Les charges liées aux investissements sur le territoire concédé (10,7 M€ en 2022) concernent majoritairement les biens en concession (ouvrages « Réseau et branchements » notamment – 77%).
La baisse constatée en 2020 est liée à la baisse du taux de rémunération de la Base d’Actifs Régulés retenu par la CRE pour l’élaboration du tarif ATRD (5% dans l’ATRD5 et 4,1% dans l’ATRD6, entré en vigueur en 2020).
Indépendamment de cet aspect tarifaire, l’évolution des charges liées aux investissements reflète la chronique d’investissements mis en service, en particulier l’impact de la dynamique de raccordements et des programmes de renouvellements sur le territoire concédé sur les ouvrages « Réseau et branchements » et du déploiement du compteur communicant gaz sur les ouvrages « Interfaces utilisateurs ».
Par ailleurs, en lien avec les orientations nationales de politique énergétique, la CRE a retenu dans l’ATRD6 une réduction de 45 à 30 ans de la durée de remboursement économique des branchements et conduites d’immeubles / conduites montantes, pour les nouveaux investissements et les ouvrages mis en service à compter de 2005, afin de limiter les risques de coûts échoués à moyen terme. En effet, cette durée de 30 ans correspond à deux renouvellements de chaudière et peut être considérée comme celle d’utilisation d’un raccordement au gaz d’un client.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Montants en k€
Evolution des redevances payées par le
concessionnaire
R1 RODP RODP provisoire Page 133 sur 200
La réduction de cette durée régulatoire d’amortissement entraîne une augmentation des charges de capital normatives sur la période tarifaire à venir, toutes choses égales par ailleurs, mais contribue à accélérer la diminution de la base des actifs régulés (BAR). Parallèlement, cette hausse des charges de capital normatives est compensée par la baisse concomitante du taux de rémunération de la BAR.
Pour les clients, cette évolution est neutre sur le long terme.
Pour les autorités concédantes, cette évolution se traduit, à partir des données 2020, par une diminution de la valeur nette du patrimoine (VNR et VNC) plus rapide par rapport à la situation antérieure (impact global de l’ordre de 10 à 15% de la BAR au niveau national à l’échéance 2050).
La durée de remboursement économique des autres actifs reste inchangée.
❖L’équilibre financier
Le compte d’exploitation synthétique présenté précédemment distingue 3 termes dans la ventilation de la différence entre les recettes (ou produits) et les charges du territoire concédé :
Montant en k€ 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Produits moins charges 595 -772 401 47 -106 1 404 -2 334
Impact climatique -367 -630 -401 -631 -1 148 -144 -897
Contribution à la péréquation -588 -1 677 -482 -470 209 516 500
Autres (régularisation du tarif
précédent, impayés…) 1 550 1 535 1 284 1 148 834 1 032 -1 937
• L’impact climatique représente la différence entre les recettes réelles et les recettes calculées à climat de référence (ou « climat moyen ») selon un modèle statistique. Lorsque l’impact climatique est négatif, cela signifie que l’année a été plus chaude que la moyenne, ce qui est systématiquement le cas sur le territoire concédé lors des années écoulées (notamment en 2020 puis en 2022).
• La contribution du territoire concédé à la péréquation tarifaire (voir détail ci-après) est calculée par différence entre :
o les recettes d’acheminement corrigées du climat
o la répartition, au prorata des charges de chaque concession, du total du revenu autorisé de la zone de desserte péréquée.
Le terme est positif si le territoire concédé participe au système national de solidarité, il est négatif si le territoire concédé en bénéficie.
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Montant en k€
Charges d'investissements
OUVRAGES RESEAU ET BRANCHEMENTS OUVRAGES INTERFACES UTILISATEURS
BIENS MUTUALISES Page 134 sur 200
• La ligne « Autres » du compte d’exploitation est calculée par la différence entre les recettes, les charges du territoire concédé, l’impact climatique et la contribution à la péréquation.
Lorsque ce chiffre est positif, cela signifie que les recettes perçues par GRDF ont dépassé les trajectoires de charges définies par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) pour fixer le tarif d’acheminement.
Une partie de ce trop-perçu, identifiée en année N, sera reversée aux usagers via le Compte de Régularisation des Charges et des Produits (CRCP) dans le cadre des évolutions tarifaires annuelles en année N+1.
Focus sur la contribution à la péréquation tarifaire
Le tarif de distribution péréqué est le même pour toutes les concessions concernées, quels que soient les
investissements passés et les investissements à venir sur leur territoire.
La péréquation permet ainsi de mettre en œuvre les programmes de développement du réseau, de
transition écologique, de modification, adaptation et modernisation des ouvrages, tout en évitant des
variations brutales de tarif à la maille du territoire concédé.
Si globalement, sur la période considérée, Le Havre Seine Métropole bénéficie de la péréquation à hauteur
de près de 300 k€ par an en moyenne, sa contribution varie fortement : alors que le territoire concédé
bénéficie significativement de la péréquation jusqu’en 2019 (à hauteur de plus de 800 k€ / an en moyenne),
elle y contribue à compter de 2020 (400 k€ / an). Ceci reflète la « variabilité » de cette contribution, comme
précisé ci-après.
En effet, la « valeur » de cette contribution permet à chaque autorité concédante de connaître sa situation
dans le système de solidarité, mais est sans incidence sur le niveau du tarif, des investissements ou de la
qualité de service.
Pour une même concession, la contribution à la péréquation peut évoluer dans le temps. Par exemple, un
investissement important peut faire augmenter les charges liées aux investissements sur une période
donnée, alors que les recettes restent stables : mécaniquement, la contribution à la péréquation va
diminuer pour cette concession.
-2 000
-1 500
-1 000
-500
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500
1 000
1 500
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2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Montants en k€
Composition de la ligne "Produits - Charges"
Impact climatique
Contribution à la péréquation Page 135 sur 200
Le calcul de la contribution à la péréquation n'a de sens qu'au regard de l'ensemble de celles des autres
concessions. Ainsi, même si les caractéristiques d'une concession en particulier ne changent pas (nombre
de clients constant, recettes stables, investissements stables), l'évolution de ces mêmes caractéristiques
pour d'autres concessions aura un impact sur sa propre contribution à la péréquation.
❖La valorisation du patrimoine
La valeur nette réévaluée (VNR) représente les charges liées aux investissements que les usagers auront
encore à payer à travers la part acheminement de leur facture, conformément au système de régulation
qui repose sur le remboursement et la rémunération des investissements financés par GRDF.
Le choix de la CRE dans le domaine du gaz a été d’effectuer ce remboursement et cette rémunération via
un remboursement réévalué et un taux réel avant impôt appliqué à la valeur nette réévaluée des
financements de GRDF.
Montants en k€ 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Valeur initiale totale 135 346 141 533 146 153 149 381 153 313 158 206 162 366
Valeur nette réévaluée 95 196 97 073 98 943 97 561 96 423 96 608 100 582
• La valeur brute ou valeur initiale des ouvrages s’entend tous financements confondus. • La valeur nette réévaluée représente la valeur initiale financée par GRDF, diminuée du remboursement économique et réévaluée de l’inflation.
Le détail de l’origine de financement des ouvrages à fin 2022 permet de savoir qui de GRDF, de l’autorité
concédante ou des tiers a financé la construction des ouvrages de distribution de gaz sur le territoire.
Origine de financement en k€ Financés par GRDF N
Financés par
l'autorité
concédante N
Financés par des
tiers N TOTAL
TOTAL 157 215 0 5 151 162 366
Ouvrages réseau et branchement 129 956 0 5 151 135 107
Ouvrages interface utilisateurs 11 743 0 0 11 743
Ouvrages mutualisés 15 516 0 0 15 516
Sur la totalité du patrimoine, la part des investissements financés par GRDF représente environ 97% de
l’investissement total. La construction d’ouvrages financée par des tiers représente les 3% restants.
La part des investissements financés par des tiers correspond à la valorisation par GRDF des remises dites
« gratuites » par des tiers dans le cadre de projets de lotissements ou de zones d’activité (remise gratuite
de terrassement principalement) ou dans le cadre de la construction d’immeubles collectifs neufs (remise
gratuite de conduites d’immeubles et conduites montantes).
Les financements par des tiers ne sont pas intégrés dans la base d’actifs prise en compte pour le calcul du
tarif.
Sur le périmètre du contrat historique, il n’y a pas eu de contribution financière de Le Havre Seine
Métropole aux investissements. Page 136 sur 200
Bilan économique : ce qu’il faut retenir
• Des recettes d’acheminement marquées par les évolutions tarifaires successives,
mais surtout l’évolution des quantités acheminées, avec un retrait en 2020 (année marquée par la crise sanitaire et un impact climatique défavorable) et un recul très net en 2022 (cumul de l’effet de la perte de clients, de la modération des consommations, des changements d’énergie et de la douceur climatique).
• Des charges d’investissements représentatives des mises en service sur la concession, en particulier l’impact de la dynamique de raccordements et des programmes de renouvellements, ainsi que le déploiement du compteur communicant gaz.
• Une contribution à la péréquation très évolutive : après avoir fortement bénéficié de
la péréquation jusqu’en 2019 (plus de 800 k€ / an en moyenne), Le Havre Seine Métropole y contribue à compter de 2020 (400 k€ / an).
• Une valeur brute du patrimoine de la concession de 162 M€.
• 97% des investissements financés par GRDF. Page 137 sur 200
ANNEXE : METHODE DE PRIORISATION DES OUVRAGES A MODERNISER
La démarche vise à :
• Déterminer, parmi les ouvrages exploités par GRDF, les familles de couples « ouvrage-matière »48 sur lesquelles cibler les actions de renouvellement ;
• Au sein de chaque famille, rechercher des sous-ensembles d’ouvrages à traiter en priorité en fonction de leurs caractéristiques techniques et/ou d’un environnement spécifique : ce sont les cibles principales de traitement.
Les cibles principales de traitement (ouvrages / matière / configuration / environnement) sont intégrées au programme d’investissements.
Cette méthode est centrée sur les potentialités de survenance de défauts liés à l’ouvrage gaz en lui-même. Plus précisément, cette approche part de l’examen statistique des fuites avec accumulation de gaz supérieure à 20% de la LIE49, de la probabilité d’une évolution de la fuite jusqu’à la LIE, et de la potentialité ensuite d’induire une inflammation ou une explosion, mise en regard de la gravité potentielle de l’événement50.
Ces analyses ont permis de déterminer les grandes familles de couples « ouvrage-matière » ciblées.
Dans un second temps, on détermine, au sein de ces couples « ouvrage-matière », les cibles principales de traitement.
Les cibles principales de traitement
Sept familles « ouvrage-matière » sont retenues et, dans chacune d’entre-elles, on cherche à cibler les sous- ensembles les plus pertinents.
Les cibles principales de traitement retenues au niveau national sont listées ci-après : - 5 concernent des ouvrages en immeubles (CICM et branchements particuliers), - 2 des branchements individuels aux caractéristiques spécifiques.
Ouvrages en immeubles :
• Famille d’ouvrages CICM plomb
Cible principale de traitement :
Conduite d’Immeuble (CI) Plomb, si au moins l’une des conditions suivantes est remplie : • Répétitivité d’incidents avec accumulation > 20% LIE51 ;
• Présence visible d’oxydation, pliage excessif au niveau des fixations, déformation exagérée du tube ou rayures profondes.
48 Types d’ouvrages associés à leur matière comme par exemple : conduite d’immeuble/conduite montante (CICM)-plomb, canalisation
en cuivre, …
49 LIE : Limite Inférieure d’Explosivité, soit 5% de teneur en gaz dans l’atmosphère. C’est le seuil à partir duquel une inflammation ou
explosion est potentiellement possible.
20% LIE correspond à une teneur en gaz de 1% dans l’atmosphère.
50 Evaluée en fonction du nombre de personnes susceptibles d’être exposées (par exemple, plus important dans les immeubles que
dans la rue).
51 LIE : Limite Inférieure d’Explosivité, soit 5% de teneur en gaz dans l’atmosphère. C’est le seuil à partir
duquel une inflammation ou explosion est potentiellement possible.
20% LIE correspond à une teneur en gaz de 1% dans l’atmosphère. Page 138 sur 200
• Famille d’ouvrages CICM cuivre
Cible principale de traitement :
CI en cuivre à brasure tendre traversant des locaux privatifs fermés.
• Famille d’ouvrages CICM acier
Cible principale de traitement :
CI en acier vissé avec répétitivité d’incidents avec accumulation > 20% LIE.
• Famille d’ouvrages branchement particulier plomb
La grande majorité des événements observés se situe sur les OCI (organes de coupure individuelle commandant l’installation intérieure) ou robinets supplémentaires. Ces cas sont traités principalement dans le cadre de la maintenance corrective (remplacement de robinet), donc hors programme d’investissement.
Les éventuels branchements particuliers en plomb qualifiés de « vétustes » sont soit remplacés individuellement, soit renouvelés en même temps que la CICM en fonction de l’analyse de l’ouvrage.
• Famille d’ouvrages branchement particulier cuivre
La très grande majorité des événements observés relève de la maintenance corrective (fuites sur robinets notamment).
Cible principale de traitement :
Branchement particulier cuivre à piquage direct réalisé sur CM (hors CM préfabriquée d’usine), avec répétitivité d’incidents avec accumulation > 20% LIE.
A date, aucun ouvrage en immeuble relevant des cibles principales de traitement relatives aux familles d’ouvrages ci-dessus n’est identifié sur Le Havre Seine Métropole.
Branchements :
• Famille d’ouvrages branchement acier
Cible principale de traitement :
Branchement individuel acier / solacier MPB, avec régulateur situé à l’intérieur d’un local.
• Famille d’ouvrages branchement cuivre
Cible principale de traitement :
Branchement individuel en cuivre avec régulateur situé à l’intérieur d’un local.
Pour ces deux familles, ces configurations spécifiques sont en cours de recensement. A date, aucune configuration de ce type n’est répertoriée sur Le Havre Seine Métropole.
Le traitement consiste à réaliser une maintenance périodique adaptée et le cas échéant, selon la configuration de l’ouvrage, modifier ou renouveler le branchement afin de placer le régulateur à l’extérieur du local. Page 139 sur 200
ANNEXE 1 : DISPOSITIONS LOCALES
Article 1 – Objet
La présente annexe a pour objet de définir les modalités spécifiques à la Concession en application de
certains articles du cahier des charges. Les Parties peuvent également y convenir de dispositions
dérogatoires à certains articles du cahier des charges.
A défaut de stipulations contraires, les modalités et dispositions de la présente annexe sont convenues pour
la durée fixée à l'article 2 de la Convention de Concession.
Article 2 – Choix des indicateurs de performance visés à l’Annexe 5
Pour l’indicateur de performance n°1 (qualité patrimoniale), les taux d’écarts observés en début de contrat
sont précisés en annexe 5.
L’autorité concédante décide de retenir les indicateurs suivants :
- Indicateur de performance n°2 (temps de coupure des clients) : temps moyen de coupure
par client (choix A) ou temps moyen de coupure par client coupé (choix B). Comme indiqué
en Annexe 5, cet indicateur sera produit à partir de 2027
- Indicateur de performance n°3 (qualité de service aux clients) : satisfaction client (choix A)
ou respect des délais du catalogue de prestations (choix B)
Article 3 – Service concédé
Le Concessionnaire contribue par ses actions et les moyens qu’il met en œuvre, aux orientations de l’autorité
concédante en matière de transparence de gestion des services publics, de transition du territoire
communautaire vers la neutralité carbone, de performance du réseau de distribution et de lutte contre la
précarité énergétique, dans les limites légales des missions du Concessionnaire.
Article 4 – Redevance de fonctionnement R1
Au regard de la durée délibérée par l’autorité concédante (30 ans) et du nouveau modèle de contrat de
concession, la redevance de fonctionnement est estimée par le concessionnaire à 216 380 € .
Ce montant est calculé sur la base des éléments 2022 et du périmètre regroupe (27 communes) avec les
éléments suivants :
- 890 Km de réseau (longueur au 31/12/2022)
- Nombre d’usagers : 66 111 (31/12/2022)
- Nombre de sites injectant du méthane sur le territoire : 0
Article 5 – Transmission des données cartographiques de moyenne échelle
Le Concessionnaire met à disposition gratuitement de l’Autorité Concédante les plans ou extraits de plan des réseaux mis à jour des données cartographiques dans leur représentation moyenne échelle, pour Page 140 sur 200
chaque commune du périmètre de la Concession, une fois par an sur une plateforme de données à accès sécurisé, accessible depuis le portail digital dédié aux collectivités locales sur le site grdf.fr
La liste des données cartographiques dans leur représentation moyenne échelle, par ailleurs fournies à l’article 43.2 du présent cahier des charges, est détaillée ci-après :
• Le tracé des réseaux de distribution de gaz et pour chaque canalisation constitutive : la matière, le diamètre, le niveau de pression, l’année de pose (ou la décennie si l’année de pose n’est pas disponible) ;
• La localisation des canalisations enterrées en acier non protégées cathodiquement de manière active ;
• La localisation des canalisations abandonnées (mises hors service) laissées en place ainsi que leur diamètre, matière, année de mise en service de l’ouvrage ;
• La localisation des robinets de réseaux utiles et non utiles à l’exploitation ;
• La localisation des postes de livraison et de distribution publique ;
• La localisation des branchements individuels et collectifs représentés sur la cartographie moyenne échelle, avec les informations attributaires suivantes : la matière, le diamètre, et l’année de pose, lorsque ces données sont renseignées ;
• Les émergences de réseau en fonction de l’avancement du PCRS selon convention spécifique ;
• Les points d’injection sur le réseau de distribution.
Les données seront fournies dans un format de fichier géoréférencé (par exemple : DWG) et le système de projection en vigueur dans le système de gestion des plans Moyenne Echelle de GRDF.
La liste des données cartographiques détaillée ci-dessus pourra être complétée par le concessionnaire, notamment dans le cas d’une évolution technique ou technologique du système d’information de la cartographie.
Article 6 – Transmission des données cartographiques de grande échelle
Dans le cadre de projets situés sur le territoire de l’Autorité concédante, et présentant un périmètre et un planning prévisionnel de réalisation définis (ex : ZAC, ZI, ANRU, PUP), GRDF met à disposition à la demande de l’Autorité concédante les données issues de la cartographie Grande Echelle des réseaux situés dans le périmètre de l’opération, sous un délai d’un mois.
Les données seront fournies dans un format de fichier géoréférencé (par exemple : DWG) et le système de projection en vigueur dans le système de gestion des plans Grande Echelle de GRDF sans préjudice de l’interdiction de recourir à ces Données pour les travaux à proximité des réseaux.
Article 7 – Données utiles à l’élaboration du compte financier unique et à la certification des comptes de l’Autorité Concédante
Conformément à l’article 43.5 du Cahier des charges, le Concessionnaire transmet toute information d’ordre économique, comptable ou financière concernant le périmètre des biens appartenant à l’Autorité Concédante et les biens appartenant au Concessionnaire affectés à l’exploitation du réseau de distribution publique de gaz du territoire concédé.
Ces informations peuvent comprendre tous les relevés à fin d’exercice du compte de la concession dans la comptabilité du Concessionnaire, requis par la certification des comptes publics de l’Autorité Concédante.
Le Concessionnaire met ces informations à la disposition de l’Autorité Concédante sous format informatique exploitable (Excel ou CSV).
Article 8 – Eléments permettant le suivi de l’évolution de la méthode de valorisation des remises gratuites de tiers Page 141 sur 200
Le principe consiste à calculer la remise gratuite par différence entre le coût prévisionnel du chantier s’il était réalisé classiquement (sans remise gratuite) et son coût prévisionnel pour GRDF en remise gratuite.
En cas d’évolution de la méthode de valorisation des remises gratuites de tiers, le concessionnaire transmettra à l’autorité concédante les caractéristiques détaillées de la nouvelle méthode appliquée en comparaison avec la précédente.
Article 9 – Actions liées à la protection de l’environnement
En application de l’Article 20 du cahier des charges, des dispositions complémentaires relatives à l’intégration des réseaux et équipements dans leur environnement sont précisées.
Ces dispositions concernent notamment les travaux dans les espaces à fort enjeu patrimonial du territoire de la Communauté urbaine : Sites Patrimoniaux Remarquables (SPR), abords de 500 m ou périmètres délimités des abords des Monuments historiques (classés ou inscrits à l’inventaire supplémentaire), sites inscrits ou classés au titre du code de l’environnement.
Le présent article a pour objet de définir les modalités techniques d’intervention dans ces espaces afin de respecter au mieux l’architecture et le caractère patrimonial des lieux.
Ses prescriptions reprennent les dispositions réglementaires en vigueur dans certains de ces espaces protégés : Plan de Sauvegarde et de Mise en Valeur (PSMV), règlements d’Aire de Mise en Valeur de l’Architecture et du Patrimoine.
Il est également rappelé que tout projet d’intervention sur un bâtiment en espace protégé doit faire l’objet d’une autorisation de travaux et doit recevoir un avis favorable de l’architecte des Bâtiments de France avant exécution. Dans un SPR régi par un PSMV, les travaux à l’intérieur des bâtiments sont également soumis à ce dispositif.
De plus, le préfet de région est obligatoirement saisi dans les zones dites « de présomption de prescription archéologique », par information automatique au Service Régional Archéologique au moment du dépôt de la demande d’autorisation. En effet dans ces zones les travaux d'aménagement soumis à autorisation d'urbanisme (permis de construire, permis d'aménager, permis de démolir) et les zones d'aménagement concerté de moins de trois hectares sont présumées faire l'objet de prescriptions d'archéologie préventive avant leur réalisation.
L'Atlas des patrimoines, site du ministère de la Culture et outil de consultation de données culturelles géoréférencées, permet de visualiser et de télécharger ces zones règlementaires.
http://atlas.patrimoines.culture.fr/atlas/trunk/
Le concessionnaire s’engage à respecter les prescriptions et règlements locaux des communes du périmètre concédé ; notamment les périmètre SPR (Site Patrimonial Remarquable) suscités et Communes Littorales.
Article 10 – Coordination des travaux sur l’espace public et qualité des chantiers
Le gestionnaire de réseau de distribution et l’autorité concédante portent une ambition forte à la qualité de service apportée aux clients sur le réseau concédé.
Le gestionnaire du réseau de distribution s’engage à étudier les solutions, notamment en matière de coordination de chantiers, qui pourraient être mises en œuvre tout au long du contrat de concession pour favoriser la réalisation des travaux, limiter leur impact et les nuisances, réduire les coûts et les délais et améliorer la sécurisation des chantiers.
La coordination permet aux deux parties de mieux appréhender leurs programmes respectifs, tout en optimisant les coûts. Elle permet aussi d’améliorer les conditions des travaux à proximité des ouvrages du réseau public de distribution tout en assurant une meilleure satisfaction des riverains, de mieux lutter contre l’artificialisation des sols en intégrant les objectifs de végétalisation de la Communauté urbaine.
Le Concessionnaire s’engage à travailler en bonne coordination avec les services dédiés de la Communauté urbaine dans le respect des demandes des autorisations de travaux, des délais de réfection définitive de la voirie, et par l’accès facilité à un interlocuteur privilégié. A cet effet, le concessionnaire s’engage à respecter le Règlement de Voirie en vigueur (validé en Conseil communautaire en avril 2024) ainsi que ces versions mises à jour à venir tout au long du contrat. Page 142 sur 200
Article 11 – Données complémentaires
Conformément aux articles 42 et 43.1 du cahier des charges, en particulier dans le cadre du contrôle du bon
accomplissement des missions de service public, l’Autorité concédante et le Concessionnaire peuvent
convenir de la transmission de données complémentaires, notamment à titre d’exemple, sur demande de
l’Autorité concédante, les valeurs permettant de calculer les indicateurs de qualité de service incités, la
mesure des écarts entre base technique GMAO et base comptable concernant les Postes de Détente
Réseaux, les dépenses de maintenance, les Comptes Spéciaux des Contrats de Concession ainsi que les
sorties d’inventaire, …
Les Parties pourront préciser dans le cadre d’une convention particulière les données complémentaires
communicables ainsi que les modalités d’échange, le calendrier et la fréquence.
Concernant le suivi des Cibles Principales de Traitement (aucune cible identifiée à date sur le périmètre de
la concession), le Concessionnaire s’engage à réaliser tous les 5 ans un état des lieux.
Article 12 – Election de domicile
En application de l’Article 64 du cahier des charges, il est précisé que le concessionnaire fait élection de
domicile à :
GRDF
Direction Régionale Nord-Ouest
Délégation Concessions
89 Rue Nicole Oresme
76230 Isneauville - France Page 143 sur 200
ANNEXE 2 : PLAN D’ACTIONS POUR LA TRANSITION ECOLOGIQUE DU TERRITOIRE (2024 – 2028)
Le Concessionnaire et l’Autorité Concédante souhaitent travailler ensemble pour accompagner la transition écologique et énergétique du territoire de la Convention de Concession en accordant les ambitions et enjeux de l’Autorité Concédante, les enjeux de la distribution du gaz et le respect des missions de service public confiées au Concessionnaire.
Conformément aux dispositions du Chapitre VIII du cahier des charges de concession, cette annexe définit les actions locales en faveur de la transition énergétique menées par le Concessionnaire dans le cadre de la concession de distribution de gaz naturel sur le territoire de LHSM En tant qu’acteur énergétique local, le Concessionnaire contribue, dans le respect de ses missions légales et contractuelles, à la mise en œuvre d’actions en lien avec les politiques énergétiques locales et participe aux réflexions de l’Autorité Concédante dans ses politiques de transition écologique.
Article 1 Objet Gouvernance et pilotage
Les Parties conviennent de l’élaboration des actions par périodes quinquennales, renouvelées sur toute la
durée de la Convention de Concession, avec :
- Un examen annuel des actions réalisées et les adaptations éventuelles pour l’année à venir ;
- Une actualisation du plan d’actions au cours de la dernière année de la période quinquennale pour
une entrée en vigueur dès la première année de la période quinquennale suivante.
Les actions retenues pour la première période quinquennale (2024 à 2028), sont présentées à l’article 3.
Les périodes quinquennales suivantes feront l’objet d’un échange entre les Parties dans l’année qui précède
l’échéance de la période quinquennale, en vue d’un avenant au Contrat de concession fixant les actions
prévisionnelles de la nouvelle période quinquennale.
A défaut d’accord entre les Parties au terme d’une période quinquennale sur les actions de la période
quinquennale suivante, les dispositions applicables à la période quinquennale écoulée continueront à
s’appliquer, et ce jusqu’à ce que d’autres modalités soient arrêtées par voie d’avenant. Les dispositions de
la présente annexe ainsi que les actions ici exposées et les modalités de leur mise en œuvre pourront être
adaptées par voie d’avenant conclu entre les parties, notamment pour tenir compte des évolutions du cadre
juridique, législatif ou réglementaire.
Les Parties pourront mettre en place des conventions de partenariat spécifiques, précisant les modalités de
réalisation opérationnelle de certaines actions, dans le respect du Contrat de Concession, du cadre des
missions de service public du Concessionnaire et du cadre tarifaire qui lui est applicable.
A minima, les Parties se réuniront une fois par an pour faire le point sur la présente annexe dans le cadre
des réunions de portage des comptes-rendus d’activités du Concessionnaire (CRAC).
Article 2 Ambitions partagées
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire allient leurs énergies pour dessiner l’avenir du territoire vers la
neutralité carbone au travers de quatre (4) axes prioritaires majeurs identifiés :
- La diminution des consommations. Page 144 sur 200
- La baisse des émissions de CO2.
- Le développement des énergies renouvelables.
- La responsabilité sociale et environnementale.
Article 3 Actions retenues sur la période 2024-2028
3.1 La diminution des consommations
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire souhaitent poursuivre leur collaboration dans la maîtrise de
l’énergie. Dans la suite du déploiement des compteurs communicant GAZPAR dont l’Autorité Concédante a
été le territoire pilote, le Concessionnaire accompagnera la maitrise des consommations sur le territoire de
la Convention de Concession.
Ainsi, dans le respect de ses missions légales et contractuelles le Concessionnaire réalisera, avec le soutien
de l’Autorité Concédante, les actions suivantes :
- Proposer aux Mairies intéressées des présentations ou cessions de formation au portail
collectivité ;
- Analyser les consommations des établissements scolaires publics et privés hors secondaire
raccordés au réseau de distribution de gaz et relevant du patrimoine des Mairies ;
- Accompagner les bailleurs et syndics dans la promotion des usages gaz performants ;
- Réaliser des actions de promotion de la PAC hybride auprès de la filière professionnelle et des
services de rénovation de l’habitat ;
- Proposer des temps forts de promotion des usages gaz performants type « Mois du gaz » pendant
lesquels la filière professionnelle et le Concessionnaire pourront proposer des offres spécifiques ;
- Lutter contre la précarité énergétique susceptibles de mettre en jeu la sécurité et diagnostiquer les
installations intérieures inactives de plus de 6 mois.
Les Parties conviennent de poursuivre conjointement l’accompagnement, des collectivités et de leurs
administrés tel que prévu aux articles 47 Planification énergétique territoriale, 48 Aménagement de l’espace
urbain et 52 Maîtrise de la demande en gaz du Cahier des Charges de Concession :
o Information et mobilisation auprès des acteurs du territoire et notamment la plateforme de
rénovation LHSM, sur la maitrise de la demande en énergie au travers d’actions de partage
et de sensibilisation (webinaire thématique, réunion d’information),
o Accompagnement de la collectivité dans la réflexion autour de l'établissement et de la mise
en œuvre de son Schéma Directeur des Energies (SDE) et du son Plan Climat Air Energie
Territorial (PCAET) portant sur les sujets suivants :
▪ La réduction des consommations,
▪ L’efficacité énergétique,
▪ Le développement des énergies renouvelables.
o Soutien à la décarbonation des bâtiments par la promotion des conversions fioul/gaz ou des
rénovations gaz/gaz performantes dans le respect du cadre juridique et régulatoire,
o Appui de GRDF aux études de solutions gaz performantes par notamment la mise à
disposition des outils disponibles sur les sites grdf.fr ou Cegibat.fr Page 145 sur 200
- Fourniture de données de consommations de l’Autorité Concédante et des collectivités concernées
au travers de différents outils mis à disposition tel que précisé à l’article 43.3 Données de
consommations et 51 Compteurs communicants du Cahier des Charges de Concession.
3.2 La réduction des émissions de CO2
L’Autorité Concédante et le Concessionnaire souhaitent poursuivre leur collaboration dans la réduction des
gaz à effet de serre émis par les acteurs du territoire et l’accompagnement du développement de la mobilité
durable au GNV/bioGNV.
Accompagner les industriels du territoire
Compte tenu de la particularité du territoire de l’Autorité Concédante notamment de sa zone industrialo-
portuaire, de son port à rayonnement international et de l’Axe Seine, une attention particulière est portée par
le Concessionnaire sur les industriels, regroupés au sein de l’association SINERZIP, notamment en termes
d’innovation, de projets et d’expérimentation.
Dans ce contexte, le Concessionnaire accompagnera, avec le soutien de l’Autorité Concédante, les
industriels du territoire :
- Dans le développement des nouvelles chaudières (chaudière CH0C),
- Avec la participation et le co-financement des études ZIBAC (études Zones Industrielles Bas
Carbone) par la fourniture de son expertise, des données associées et la promotion de sujets
innovants sur :
o Le potentiel de production de gaz verts,
o La chaudière oxy-combustion avec une évaluation technico économique,
o L’étude de la trajectoire Hydrogène Axe Seine 2030, 2040 et 2050,
o La décarbonation de la logistique,
o La trajectoire de décarbonation de la logistique Axe Seine.
A titre complémentaire et dans le respect de ses missions de service public, GRDF pourra étudier la captation
et la valorisation du CO2 biogénique et participera à la création de la toile industrielle de l’Axe Seine.
Promouvoir l’usage du BioGNV pour la mobilité lourde de la logistique havraise
Compte tenu de leurs missions respectives, les Parties accompagnent les porteurs de projet et le
développement des stations multi énergies GNV/BioGNV, avec l’objectif partagé d’accroître les points
d’avitaillements et le verdissement des flottes de véhicules du territoire d’ici 2030.
Des collaborations sont déjà à l’œuvre entre les Parties et se poursuivront pour un développement durable
et cohérent de la filière tel que prévu à l’article 50 Raccordement des stations d’avitaillement GNV/bioGNV
du Cahier des Charges de Concession : Page 146 sur 200
- Information et mobilisation auprès des acteurs du territoire sur la mobilité durable au travers d’actions
de sensibilisation (visites de stations d’avitaillement GNV/BioGNV, réunions d’information, conférences sur
la décarbonation de la mobilité …) et de réalisation des évènements (inaugurations / visites de stations,) ;
- Soutien à la mobilité décarbonée au GNV et BioGNV : détection de foncier conjointe Autorité
Concédante et Concessionnaire pour l’implantation de stations, réalisation d’études et raccordement des
stations au réseau de distribution gaz par GRDF ;
- Accompagnement du Concessionnaire, dans le respect de ses missions, aux réflexions de l’Autorité
Concédante, des collectivités et entreprises concernées sur le territoire dans leurs stratégies de mobilité
propre. ;
- Démarche conjointe d’identification des potentiels projets ayant un impact sur le schéma directeur
prévisionnel des investissements, en partageant en amont les zones à potentiel, dans le respect des
missions respectives des Parties.
Limiter les émissions du Concessionnaire
Dans le cadre de sa politique interne et de l’exemplarité du service, le Concessionnaire s’engage à réduire
les émissions carbone de ses propres activités. A ce titre, GRDF :
- Suivra son propre bilan carbone au périmètre du contrat LHSM (27 communes),
- Mettra en place des actions internes pour réduire ses impacts,
- Réalisera des actions de compensation d'une partie de ses émissions, notamment par la plantation d'arbres
dans le cadre de partenariats locaux (Carbo Local).
Les émissions du Concessionnaire étant, pour une grande partie, liées aux émissions de méthane dues aux
dommages ouvrages, une attention particulière sera portée par les Parties à la sensibilisation des filières
travaux publics et voiries sur le périmètre de LHSM.
3.3 Développer les énergies renouvelables
L’Autorité Concédante, au travers de son Schéma Directeur des Energies (SDE), souhaite avoir une démarche proactive et incitative pour le développement des nouveaux gaz verts en valorisant sur son territoire 80% du gisement méthanisable en biométhane et en développant l’émergence des gaz verts de seconde génération. L’Autorité Concédante accueillera en 2028 la plus grande installation de pyrogazéification de France (projet Salamandre).
Fort de ce constat et compte tenu de l’importance du gaz sur le territoire, le Concessionnaire réalisera, avec le soutien de l’Autorité Concédante et dans le cadre de ses missions légales et contractuelles les actions suivantes :
- Informer et mobiliser les acteurs du territoire sur les gaz renouvelables au travers d’actions de
sensibilisation (visites d'unités de méthanisation, réunions d'information, conférences…) et de réalisation
d’évènements (inaugurations / visites d'unités de méthanisation),
- Travailler sur l’acceptabilité et le choix des zones d’implantation des unités de méthanisation sur le
territoire de l’Autorité Concédantes (possibilité d’injection, limitation des nuisances de voisinage, zone
d’accélération des ENR, impact routier …). Dans ce cadre, le Concessionnaire réalisera une cartographie Page 147 sur 200
des zones favorables à l’implantation d’unités de méthanisation en lien avec l’Agence d’Urbanisme de la
Région Havraise (AURH),
- Accompagnement aux réflexions de l’Autorité Concédante sur l’appropriation territoriale des projets de
méthanisation (pédagogie autour des projets) et la mise en place d’un accompagnement des porteurs de
projets du territoire pour un développement serein et maîtrisé de la filière,
- Accompagnement à l'émergence des nouvelles filières de gaz renouvelables (gazéification,
méthanation et hydrogène) sur le territoire de la Convention de Concession au regard des opportunités du
territoire et dans le respect des missions respectives des Parties :
- Coordination du Concessionnaire et de l’Autorité Concédante avec les acteurs de la filière biodéchets pour l’identification collective des gisements méthanisables et des moyens locaux de les valoriser,
- Réflexion autour de la valorisation du CO2 biogénique pour toute installation de production de gaz
vert (méthanisation, pyrogazéification et gazéification hydrothermale) dont GRDF aura
connaissance et qui a vocation à injecter sa production dans le réseau de distribution de gaz, GRDF,
réalisera avec l’appui de l’Autorité Concédante :
o Des actions de sensibilisation des producteurs à la captation du CO2 biogénique,
o Une concertation systématique des partenaires locaux et parties prenantes pour favoriser
des solutions de captage et de valorisation du CO2 biogénique vers l’industrie ou d’autres
usages.
Le territoire de l’Autorité Concédante bénéficie d'une position géographique stratégique, avec son port
maritime international, ses infrastructures industrielles et sa place de hub énergétique majeur, offrant des
opportunités logistiques idéales pour la poursuite du développement local de la filière hydrogène. Fort de ce
constat, le Concessionnaire a identifié le territoire comme une zone d’intérêts et souhaite accompagner cette
dynamique locale, dans la limite de ses missions de service public, en s’engageant au côté des acteurs
publiques et privés afin d’apporter ses expertises techniques, participer le cas échéant à des solutions
innovantes ou des expérimentations de recherche et développement. Ainsi pour mieux comprendre la valeur
que peut apporter l’infrastructure de distribution au développement de l’hydrogène renouvelable (ou bas-
carbone), le Concessionnaire pourra dans un premier temps proposer de s’associer aux réflexions locales
notamment dans le cadre d’étude des gisements, l’identification des besoins et des usages.
Des collaborations sont déjà à l’œuvre entre les Parties et se poursuivront pour un développement durable
et cohérent de la filière tel que prévu à l’article 49 Raccordement des installations de production de
biométhane ou d’autres gaz renouvelables du Cahier des Charges de Concession.
3.4 La responsabilité sociale et environnementale
Les Parties souhaitent poursuivre et amplifier leurs actions communes en faveur de la responsabilité
sociétale et environnementale sur le territoire de la Convention de Concession.
Dans ce cadre, GRDF accompagnera des acteurs associatifs locaux dans la lutte contre la précarité énergétique, la valorisation de l’environnement et des biodéchets, la maîtrise de l’énergie et le développement durable.
Des réflexions de méthodes de travail avec les Centres Communaux d’Actions Sociales (CCAS) des Communes ont été menées par l’Autorité Concédante. Page 148 sur 200
Article 4 Tableau de synthèse et indicateurs de suivi des axes de travail
prioritaires sur la période 2024-2028
Le plan d’action synthétique pourra faire l’objet, à des fins de pilotage opérationnel conjoint de l’activité de
suivi et de mise en œuvre, d’une déclinaison locale intégrant un état d’avancement détaillé des actions et un
jalonnement de celles-ci sur un pas de temps annuel et quinquennal.
Ambitions communes
Axes prioritaires identifiés Niveau d’avancement annuel /Etat de l’action Calendrier / Indicateurs de suivi de l’activité
1/ Diminution des
consommations
1.1
Formation des mairies
au portail collectivité
(création de compte,
appropriation de l’outil
et mise en place de
seuils de
consommation pour
chaque PCE)
X/27 100% des communes ZDG
1.2
MDE Enseignement :
analyse des courbes de
consommation de gaz
et suggestion d’actions
correctives des 46
établissements publics
et privés, hors
secondaire, raccordés
au réseau de
distribution.
X/46 100% des établissements scolaires
1.3
Accompagnement des
bailleurs et syndics :
club de la performance
énergétique. Co-
organisation d’un
événement annuel
1 par an 5 sur la période quinquennale
1.4
Accompagnement de
la filière des
professionnels du gaz.
Organisation d’un
événement annuel
1 par an 5 sur la période quinquennale
1.5
Accompagnement de la
plateforme de
rénovation de LHSM :
partage et valorisation
des installations gaz
performantes
2 par an 10 sur la période quinquennale
1.6 Lutte contre la précarité
énergétique
Voir RSE Voir RSE
1.7
Accompagner la
collectivité dans les
actions de sa politique
Selon besoin Participations aux ateliers et actions terrains Page 149 sur 200
énergétique (PCAET et
SDE)
1.8
Soutien à la
décarbonation des
bâtiments par la
conversion fuel/gaz ou
rénovation gaz/gaz
Nombre réalisé par an Nombre réalisé sur la période (pas d’objectif quantitatif fixé)
1.9
Mise à disposition des
données de
consommations des
collectivités et Autorité
Concédante
Données communiqués / donnes
demandées Taux de transformation des demandes
2/ Réduire les émissions de
CO2
2.1
Accompagner la
décarbonation de la
zone industrielle :
ZIBAC : participation
financière et technique
aux études retenues par
l’ADEME :
• le potentiel
de
production
de gaz verts
• Chaudière
oxy-
combustion
(CH0C) :
évaluation
technico-
éco
• Etude de
trajectoire
Hydrogène
Axe Seine
2030 2040
2050 :
Production
locale /
Import /
Utilisation /
Stockage
• Décarbonati
on de la
logistique
• Trajectoire
de
décarbonati
on de la
Réalisation des études Page 150 sur 200
logistique
Axe Seine
• Etude sur le
verdisseme
nt du CO2 à
l’échelle de
l’Axe Seine
(recyclé et
biogénique)
• Création de
la Toile
Industrielle
de l’Axe
Seine
2.2
Promouvoir l’usage du
BioGNV pour la
mobilité lourde de la
logistique Havraise :
participation à des
événements
1 par an 5 sur la période quinquennale
2.3
Réduire nos propres
émissions
• Bilan
carbone de
GRDF au
périmètre
LHSM
• Mise en
place
d’actions
• Actions de
sensibilisatio
n aux DO
• Partenariat
locaux
Chaque année lors du CRAC
Bilan annuel des actions réalisées
Nombre de sensibilisation/An
1 par an
Communications des éléments en septembre
N+1 pour le bilan des actions réalisées et le
nombre de sensibilisation
Carbo Local : 5 actions sur la période
3/ Développer les ENR
3.1
Appropriation de la
méthanisation par les
acteurs du territoire
(élus et services)
54 communes
100% des communes seront conviées à des visites
d’unités de méthanisation sur la période de 5
années
3.2
Réalisation d’une
étude sur les zones
favorables à
l’implantation d’unités
de méthanisation avec
l’AURH
2025 au plus tard Restitution de l’étude et présentation en plénière
3.3
Interventions
pédagogiques auprès
des écoles
2 par an 10 sur la période quinquennale
3.4
Benchmark des
solutions développées
sur les autres territoires
1 par an 5 sur la période quinquennale
3.5
Valorisation du C02
biogénique : étudier les
solutions de captage et
de valorisation sur
chaque projet
Selon les projets Réalisés / projets Page 151 sur 200
4/ Responsabilité sociale et
environnementale
4.1
Accompagnement des
associations du
territoire dans le cadre
de la lutte contre la
précarité énergétique,
la protection de
l’environnement et la
valorisation des
biodéchets
1 action concertée
par an
5 actions concertées sur la période Page 152 sur 200
ANNEXE 3 : ELEMENTS DU COMPTE-RENDU D’ACTIVITE DE LA CONCESSION (CRAC)
Les données transmises par le Concessionnaire à l’Autorité Concédante comprendront notamment :
❖ Les principaux résultats, les faits marquants et les perspectives d’évolution du service se rapportant à la Concession ainsi qu’une présentation de l’organisation du Concessionnaire mise en place pour remplir les missions concédées
❖ Les indicateurs de suivi de qualité de service et de sécurité visés à l’annexe 4
❖ une synthèse des incidents survenus sur le Réseau, ainsi qu’un retour sur les incidents significatifs
❖ Un compte-rendu de la politique d’investissement comprenant :
o une présentation des investissements liés aux ouvrages mis en service dans l’année et dans chacune des 2 années précédentes ;
o une présentation des dépenses d’investissements de l’année et de chacune des 2 années précédentes, par nature de biens (biens concédés et autres biens y compris quote-part des biens propres du Concessionnaire) ;
o la liste des principaux chantiers réalisés en matière de « Raccordements et transition écologique », « modification d’ouvrages à la demande de tiers » et « Adaptation et modernisation des ouvrages » réalisés précisant la longueur de réseau, le nombre de Branchements Individuels et le nombre de Branchements Collectifs mis en service ;
o les chantiers structurants, réalisés en dehors du territoire de la Concession, et ayant un impact sur la Concession, à l’appréciation du concessionnaire.
❖ Les prévisions dépenses d’investissements futurs pour les trois années civiles à venir telles que visées au Décret n°2016-495 du 21 avril 2016 ;
❖ Une synthèse de la valorisation du patrimoine par nature de biens (biens concédés et autres biens y compris quote-part des biens propres du Concessionnaire) :
o La valeur initiale financée par le Concessionnaire
o La valeur initiale financée par l’Autorité Concédante via une contribution telle que définie par l’article L.432-7 du code de l’énergie
o L’estimation par le Concessionnaire de la valeur initiale financée par les tiers (remises gratuites des lotisseurs, aménageurs, …)
o La valeur nette réévaluée en cohérence avec les principes de détermination de la BAR (Base d’Actifs Régulée) fixés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE)
o La charge d’investissement calculée en cohérence avec les principes de détermination du tarif d’acheminement fixés par la CRE. La part de remboursement économique de l’ouvrage et la part relative au coût de financement sont communiquées
o Chaque CRAC suivant un changement de période tarifaire inclura un résumé des principaux changements liés au nouveau tarif applicable
❖ Une synthèse de l’inventaire des réseaux de la Concession comprenant la longueur des canalisations répartie par type de matériau et de pression
❖ Un compte d'exploitation de la Concession détaillant en particulier :
o les recettes liées à l’acheminement du gaz, les recettes liées aux prestations complémentaires, et les éventuelles recettes pour l’acheminement du gaz vers un réseau aval n’étant pas dans la zone de desserte péréquée
o les charges d’exploitation de la Concession, les charges liées aux investissements (remboursement économique des investissements et coût du financement), en cohérence avec les charges prises en compte par la CRE pour la détermination du tarif d’acheminement
o l’impact climatique et la contribution de la Concession à la péréquation tarifaire
❖ L'état des règlements financiers intervenus entre l’Autorité Concédante et le Concessionnaire
❖ La liste des Raccordements au Réseau des installations de production de biométhane. Page 153 sur 200
ANNEXE 4 : INDICATEURS DE QUALITE DE SERVICE ET DE
SECURITE
Les indicateurs visés à l’Article 41.2 du cahier des charges sont décrits ci-dessous. Le Concessionnaire met
à la disposition de l’Autorité Concédante les valeurs des termes utilisés pour le calcul des indicateurs pour
chaque année civile (numérateur et dénominateur).
Ils pourront être ajustés, toutes choses égales par ailleurs, afin de prendre en compte les évolutions
techniques ou réglementaires, en particulier l’arrêté mentionné à l’article D.2224-51 du code général des
collectivités territoriales.
C = maille Concession (Contrat) D = maille départementale
R = maille régionale du Concessionnaire N = maille nationale
INDICATEURS
(Fréquence
annuelle)
Maille Description Valeur à fin 2022
QUALITE ET SECURITE DU RESEAU GAZ
Nombre de fuites sur
canalisations C
Nombre de fuites sur les canalisations de la Concession,
signalées lors de la recherche systématique de fuites ou
comptabilisées lors d’interventions de sécurité (données
CRAC : 2.5).
8 fuites
Nombre de fuites sur
CICM et
branchement
particulier
C
Nombre de fuites sur les Conduites d’Immeuble ou les
Conduites Montantes, signalées lors de la recherche
systématique de fuites ou comptabilisées lors
d’interventions de sécurité sur le périmètre de la
Concession. (données CRAC : 2.5)
124 fuites
Nombre de fuites sur
Branchements C
Nombre de fuites sur Branchements Individuels et
Branchements Collectifs (en amont de l’Organe de coupure
générale), signalées lors de la recherche systématique de
fuites ou comptabilisées lors d’interventions de sécurité sur
le périmètre de la Concession. (Données CRAC : 2.5)
325 fuites
Nombre d'incidents
selon le niveau de
pression
C
Nombre total d'incidents sur les canalisations, selon les
regroupements de pression suivants :
- MPB
- MPC
(Données CRAC : 2.5)
3 interruptions
MPB pour
incident
10
interruptions
MPC pour
incident
Nombre de
dommages aux
ouvrages avec fuite
C
Nombre de dommages aux ouvrages avec fuite sur les
réseaux enterrés.
Cet indicateur est intégré au calcul de l’un des items du « Radar
Sécurité » visé à l’Article 41.2 du cahier des charges
Données CRAC : 2.6
8 dommages
aux ouvrages Page 154 sur 200
Taux de dommage
aux ouvrages avec
fuite sur les
canalisations
enterrées par DICT
C
Rapport entre le nombre de dommage aux ouvrages avec
fuite sur les canalisations du territoire concédé et le
nombre de DICT sur le territoire concédé.
Cet indicateur est intégré au calcul de l’un des items du
« Radar Sécurité » visé à l’article 40.2 du cahier des
charges
Données CRAC : 2.6
0,19%
Nombre de Clients
finals coupés pour
incidents
C
Nombre de Clients finals coupés suite à incident ou
intervention non planifiée sur le Réseau de la Concession.
Données CRAC 2.5
2 150
Nombre
d'interventions suite
appels de tiers
C
Nombre total d’interventions suite appels de tiers, en
distinguant interventions de sécurité et dépannages, des
techniciens d’intervention sécurité gaz du
Concessionnaire.
Le sous-indicateur « interventions de sécurité » est intégré au
calcul de l’un des items du « Radar Sécurité » visé à l’Article 41.2
du cahier des charges
Données CRAC : 2.5
900
dépannages
979
Interventions
de sécurité
Taux d’interventions
de sécurité en moins
de 60 minutes
D
Nombre d’interventions de sécurité pour lesquelles il
s’écoule moins de 60 minutes entre l’appel au numéro
Urgence Sécurité Gaz et l’arrivée du technicien
d’intervention de sécurité, rapporté au nombre total
d’interventions de sécurité.
Cet indicateur est intégré au calcul de l’un des items du « Radar
Sécurité » visé à l’Article 41.2 du cahier des charges
Données CRAC : 2.5
Taux = 98,9%
(Département
al)
Taux de Procédures
Gaz Renforcées
(PGR)
C
Nombre d’interventions conjointes du Service
Départemental d’Incendie et de Secours et du technicien
d’intervention du Concessionnaire qualifiées de PGR, en
regard du nombre total d’interventions de sécurité.
Données CRAC 2.5
Taux = 1,4%
Soit 14
Procédures
Gaz renforcées
réalisées sur
un total de 979
interventions
de sécurité gaz
Délai d’interruption du
flux gazeux sur
Procédure Gaz
Renforcée (PGR) sur
voie publique
D
Mesure le délai entre le signalement de l’incident et l’arrêt
du flux gazeux. Il est calculé à la maille départementale
(maille du Service Départemental d’Incendie et de
Secours).
Données CRAC 2.5
59 minutes Page 155 sur 200
ACTIVITES DE MAINTENANCE
Programme de
maintenance
C
Taux de maintenance préventive des postes de détente
réseau, robinets de réseau utiles à l’exploitation et
Branchements Collectifs, calculé sur le périmètre de la
Concession : nombres d’actes réalisés dans l’année sur
nombre d’actes planifiés dans l’année conformément à la
politique de maintenance du Concessionnaire.
Ces indicateurs sont complétés, pour les postes de détente réseau
et les robinets de réseau utiles à l’exploitation, par des données
permettant de calculer le taux d’ouvrages visités conformément à
la réglementation. Ces données permettent le calcul de deux des
items du « Radar Sécurité » visé à l’Article 41.2
Données PDC – maintenance 2.6
100,1%
Surveillance du
Réseau C
Taux de réalisation de la recherche systématique de fuites
calculé comme étant la longueur de réseau inspectée sur
la longueur de réseau à inspecter.
Cet indicateur est complété par des données permettant de
calculer le taux de linéaire visité conformément à la
réglementation.
Ces données permettent le calcul d’un des items du « Radar
Sécurité » visé à l’Article 41.2
Données PDC – maintenance 2.6
142%
QUALITE DES SERVICES
Taux d'accessibilité de
l'accueil téléphonique
distributeur
R Nombre d'appels pris
/
Nombre d'appels reçus.
Données CRAC 2.4
91,5 %
Suivi des réclamations C Nombre de réclamations (tous émetteurs confondus) concernant :
- l’accueil (acheminement-livraison / gestion des
demandes)
- exploitation du Réseau et travaux (conduite)
- la gestion et la réalisation des prestations
- les données de comptage (relevé et mise à disposition)
Données CRAC / fichier PDC 2.4
13,9%
3,1%
19,1%
59,7%
Taux de réponse aux
réclamations sous 30
jours
C Nombre de réclamations (ous émetteurs confondus) traitées dans les 30 jours
/
Nombre total de réclamations transmises (tous émetteurs
confondus)
Données CRAC : 2.4
90,6 % Page 156 sur 200
Taux de réponse aux
fournisseurs sous 15
jours
R Nombre de réclamations fournisseurs traitées dans les 15 jours
/
Nombre total de réclamations transmises par les
fournisseurs
Données CRAC 2.4
93,6%
Nombre d’interventions
pour impayés
C Nombre de déplacements pour coupure, prise de règlement, rétablissements réalisés à la demande de
fournisseurs pour impayés des clients finals
Données CRAC 2.2
440
Taux de relevé des
Compteurs sur index
réel
C Nombre de Compteurs relevés sur index réel (y compris Compteurs communicants) rapporté au nombre total de
Compteurs à relever dans l’année (Compteurs actifs
uniquement)
Données CRAC 2.3
99,3 %
Taux de relevés
corrigés
C Nombre d’index corrigés rapporté au nombre de Compteurs non communicants relevés.
Données CRAC 2.3
2,4 %
Taux d’accessibilité
des Compteurs
domestiques
C Nombre de Compteurs domestiques actifs et inactifs
accessibles (situés en dehors du logement et ne
nécessitant pas la présence du client) rapporté au nombre
total de Compteurs domestiques de la Concession.
Données CRAC 2.3
Actif : 91 %
Inactif : 9 %
Taux de respect du
délai Catalogue des
demandes reçues des
fournisseurs
C Nombre de prestations réalisées dans les délais du Catalogue de prestations
/
Nombre total de prestations soumises à délais
Ces prestations incluent entre autres les mises en service
et hors service demandées par les fournisseurs.
Données CRAC 2.2
96,9 %
Nombre de
diagnostics
d’installations
intérieures
C
Nombre de diagnostics d'installations intérieures réalisés
à l'initiative de GRDF (avec accord client)
Données CRAC 2.6
312
RACCORDEMENTS ET TRANSITION ECOLOGIQUE
Premières mises en
service clients
C Nombre de premières mises en service suite à une
demande Fournisseur.
Données CRAC : 2.2
404 Page 157 sur 200
Taux de Raccordement
dans les délais (hors
Extensions de réseau)
C Nombre de Raccordements réalisés dans le délai convenu avec le client final
/
Nombre total de Raccordements réalisés
Données PDC / CRAC 2.2
100 %
Taux de satisfaction
« Raccordement »
R
Pour les clients résidentiels, part des clients (en %) se
déclarant satisfaits et très satisfaits sur l’item
« Raccordement » lors de l’enquête diligentée
annuellement par le Concessionnaire.
Pour les clients non résidentiels (industriels, tertiaires,
collectivités locales), le Concessionnaire donnera a
minima des éléments d’analyse qualitatifs sur l’évolution
du niveau de satisfaction globale.
Données CRAC 2.4
93,1 %
Compteurs
communicants C
Nombre de Compteurs communicants installés sur le
territoire de la Concession.
Modalités d’information mises en œuvre pour informer
les clients gaz.
Données CRAC 2.3
67 645
Injection de Gaz
renouvelable sur le
réseau de distribution
C
Nombre de points d’injection de Gaz renouvelable sur
localisés sur le territoire de la Concession (existants et
en projet).
Données CRAC/PDC 5.1
0
Mobilité propre au gaz C
Nombre de stations GNV (ouvertes au public ou multi-
acteurs) raccordées au Réseau de distribution de la
Concession.
Données OPEN DATA GRDF
0
Rendement de réseau
N
Mesure la performance du Réseau en prenant en compte
les pertes constatées (fuites ou fraudes) et les biais de
comptage. Cette performance est évaluée à partir des
quantités d’énergie mesurées en entrée et en sortie du
Réseau de distribution, retraitées pour pouvoir être
comparées sur une même année civile et corrigées des
effets du climat.
si disponible
Taux de gaz
renouvelable dans le
réseau distribution gaz
national
N
Taux de gaz renouvelable dans le réseau distribution gaz
national
On mesure la capacité d’injection sur le réseau de
distribution exploité par GRDF/ consommations sur
réseau exploité par GRDF
Données OPEN DATA GRDF
2,2% Page 158 sur 200
Quantité de gaz
renouvelable injectée
dans le réseau de
distribution par les sites
localisés sur le territoire
de la concession
C
Quantité de gaz renouvelable injectée dans le réseau de
distribution dans l’année sur le territoire de la Concession
Données PDC 5.1
0
Nombre de points
d'injection dans le
réseau de distribution
de gaz renouvelable en
projets sur le territoire
de la Concession
(stock à fin d'année) et
quantité de gaz
renouvelable associée
C
Nombre de points d'injection de gaz renouvelable en
projets sur le territoire de la Concession (stock à fin
d'année)
Quantité annuelle de gaz renouvelable en projets sur le
territoire de la Concession
Nombre de projets, descriptifs des éléments connus à
date.
0
0 GWH
Nombre de conversion
des usagers du fioul au
gaz naturel
C
Nombre de raccordements (branchements individuels) de
clients fioul sur le réseau de Gaz de la concession
Selon
disponibilité
CONNAISSANCE DU PATRIMOINE
Indicateur de
connaissance
patrimoniale
C
Auto-évaluation par le Concessionnaire de sa connaissance
du patrimoine de la Concession.
Il s’agit d’un indice composite constitué de sous-indicateurs
répartis en trois catégories (inventaire, cartographie, autres
éléments de connaissance et de gestion). Chacun des
sous-indicateurs doit atteindre un nombre maximal de
points. La valeur de l’indice, calculée chaque année, est
comprise entre zéro (0) et 100. Les modalités de calcul sont
précisées par le Concessionnaire dans le compte-rendu
annuel d’activité.
Données CRAC 3.1
90 /100
CARTOGRAPHIE DES RESEAUX
Taux de canalisations
en classe A C
Cet indicateur correspond au taux de Classe A pour les
canalisations au périmètre de la Concession.
La dénomination classe A correspond à la précision
cartographique maximale Grande Echelle (±40 cm pour les
réseaux rigides et ±50 cm pour les réseaux flexibles) de la
réglementation (arrêté du 15 février 2012) et vise à améliorer la
prévention des dommages aux ouvrages. Cette précision est
obligatoire pour tous les réseaux posés après 2012. Le
Concessionnaire a entamé une démarche volontariste pour
classer en A les canalisations posées ante 2012 sans que cela soit
réglementairement obligatoire.
83,2 % Page 159 sur 200
Le Concessionnaire communique sur simple demande de
l’Autorité Concédante le taux de géoréférencement des plans et le
taux de linéaire réseau en classe A par commune
Nombre de plans mis
à jour dans l’année C
Nombre d’actes de mise à jour de la cartographie en
préparation ou à la suite de travaux ou plus ponctuellement
à l’occasion d’actions correctives, sur le périmètre de la
Concession.
Données CRAC 3.1
365
Le radar sécurité, présenté sous la forme d’une toile d’araignée, est présenté annuellement dans le CRAC à la maille de la concession :
Le modèle de contrat prévoit de comparer ces résultats avec des données nationales.
Pour cela, en plus de la valeur sur la concession, les valeurs nationales des déciles 10% et 90% seront
présentées sur chaque branche du radar :
Décile 10 (vs 90) : en classant par ordre croissant les résultats observés sur les 4500 contrats, le décile 10%
(vs 90%) correspond à la valeur du contrat en 450ème position (vs 4050ème).
Les 6 indicateurs suivants sont mesurés :
▪ Surveillance réseau = Taux de linéaire de conduites visitées conformément à la règlementation (maille concession)
▪ Maintenance ROB = Taux de robinets utiles à l’exploitation visités conformément à la règlementation (maille concession)
▪ Maintenance PDR = Taux de postes de détente réseau PDR visités conformément à la règlementation (maille concession)
▪ Délai d’IS = Taux d'intervention de sécurité (IS) en moins de 60 min (maille département)
▪ Volume d’IS = 1 – [Nombre d'interventions de sécurité (IS) / Nombre de clients] (maille concession)
▪ Travaux de tiers = 1 – [Nombre de dommages aux ouvrages (DO) avec fuite sur les canalisations enterrées / Nombre de DICT] (maille concession) Page 160 sur 200
A la demande de l’Autorité concédante, le concessionnaire étudiera la possibilité d’intégrer au radar sécurité un indicateur des taux de branchements collectifs visités conformément à la règlementation (maille concession).
Les valeurs des indicateurs du radar sécurité, ainsi que des numérateurs et dénominateurs ayant servis au calcul selon disponibilité, seront Mis à disposition de l’Autorité concédante par le Concessionnaire. Page 161 sur 200
ANNEXE 5 : DONNEES MISES A DISPOSITION DE L’AUTORITE
CONCEDANTE POUR L’EXERCICE DE SES COMPETENCES
Cette annexe présente le socle minimal de données mises à disposition de l’Autorité Concédante pour
l’exercice de ses compétences, et accessibles soit via l’espace extranet personnalisé de l’Autorité
Concédante sur la plateforme de données du Concessionnaire, soit par transmission directe des fichiers
sous format informatique.
Ces données sont mises à jour de manière annuelle, en septembre, à la suite de la transmission du compte-
rendu d’activité de la Concession.
Ce socle pourra évoluer en fonction des retours d’expériences, des échanges avec l’Autorité Concédante,
et des évolutions techniques ou réglementaires. Il ne fait pas obstacle aux dispositions à l’article 42 du cahier
des charges autorisant l’Autorité Concédante à demander toute donnée complémentaire disponible.
Nom du jeu de données Rubrique / Descriptif du jeu de données
1 - L’essentiel de la Concession
Périmètre concédé avec type
de contrat
Descriptif du périmètre concédé avec par commune : type de contrat, échéance du contrat, type de tarif (péréqué ou non péréqué)
2 – L’activité au quotidien
Les clients et leurs usages
Clients et Consommations
par secteur et par tarif
Détail par commune (INSEE) du nombre de clients et quantités acheminées en MWh par secteur d'activité (résidentiel, tertiaire, industrie, agriculture) et par tarif de distribution (T1, T2, T3, T4, Tp).
Dans ce jeu de données, les Données à Caractère Personnel (DCP) sont secrétisées mais elles peuvent être transmises à l’Autorité Concédante sur demande, contre remise d’un bordereau d’accusé de réception de DCP.
Clients par tranches de CAR
(C1, C2, C3)
Par commune (INSEE), nombre de clients par tranches de CAR (C1, C2, C3) tel que défini à l’Article 6.1 du cahier des charges
Nombre de PCE sur
Branchements Individuels &
Collectifs
Nombre de PCE actifs, inactifs, improductifs ou résiliés sur Branchements Collectifs et Individuels au 31 décembre N-1
Les services et les prestations
Taux de réalisation des
prestations dans les délais
Détail par commune du taux de réalisation des prestations dans les délais du Catalogue des prestations
Détail du taux de
Raccordement dans les
délais
Détail par commune du taux de Raccordements réalisés dans les délais, en distinguant les Branchements urgents (sortis du numérateur et du dénominateur)
L’activité des Compteurs
Relevé - Compteurs à
relevés semestriels
Indicateurs liés au relevé des Compteurs semestriels et Compteurs Communicants (taux de relevé sur index réel, taux d'absence 2 fois et plus, taux de relevés corrigés)
L’écoute clients Page 162 sur 200
Liste des réclamations
clients
Listes des réclamations clients avec informations suivantes : - thème de la réclamation - type d'émetteur - type de clients concerné - traitement de la réclamation
La chaîne d’intervention
Les aléas d'exploitation :
signalements et incidents
Liste exhaustive de tous les signalements d'aléas d'exploitation : auteur, origine, lieu (commune), temps de coupure associé (durée de perturbation), type et cause (le cas échéant), délai d’intervention pour les interventions de sécurité (<=60min ou >60min)
La sécurité des réseaux
Maintenance - Recherche
Systématique de Fuite
Longueur de réseau de gaz surveillé à pied ou avec le Véhicule de Surveillance du Réseau (VSR) par commune
Longueur de réseau de gaz planifié à pied ou avec le Véhicule de Surveillance du Réseau (VSR) par commune
Taux de linéaires de réseau en exploitation surveillés à fin d’année N conformément à la réglementation en vigueur (par commune).
Maintenance - Visite des
Robinets utiles à
l’exploitation
Nombre de visites de maintenance réalisées sur des robinets de réseau gaz par commune
Nombre de visites de maintenance planifiées sur des robinets de réseau gaz par commune
Taux de robinets de réseau utiles à l’exploitation pour lesquels la maintenance préventive à fin d’année N est conforme à la réglementation en vigueur (par commune).
Maintenance - Visite des
Postes de Détente Réseau
(PDR)
Nombre de visites de maintenance réalisées sur des Postes de détente réseau (PDR) par commune
Nombre de visites de maintenance planifiées sur des Postes de détente réseau (PDR) par commune
Taux de PDR en exploitation pour lesquels la maintenance préventive à fin d’année N est conforme à la réglementation en vigueur (par commune).
Maintenance - visite des
ouvrages de protection
cathodique
Nombre de visites de maintenance réalisées sur des ouvrages de protection cathodique (ou nombre de mesures effectuées pour les prises de potentiel) par commune
Maintenance - Visite des
Branchements collectifs
Nombre de visites de maintenance planifiées sur des Branchements Collectifs par commune
Détail diagnostics par
commune
Détail des diagnostics d'installations intérieures réalisés à l'initiative de GRDF (avec accord client), et des situations de Danger Grave et Immédiat (DGI) détectées à l'occasion de ces diagnostics
Dépose - Pose des
Compteurs
Nombre de poses / déposes de Compteurs dans le cadre de la Vérification Périodique d'Etalonnage (VPE). On distingue :
- La DPCd : DPC des Compteurs domestiques (débit <16m3/h)
- La DPCi : DPC des Compteurs industriels (débit >=16m3/h).
La technologie des Compteurs définit la fréquence à laquelle la DPC doit être réalisée (20 ans pour les Compteurs domestiques à soufflet, 15 ans pour les Compteurs industriels à soufflet et 5 ans pour les Compteurs à piston et turbine). Page 163 sur 200
Détail DT/DICT
Détail par commune du nombre de DT et de DICT reçues et traitées par GRDF, avec le détail des demandes pour lesquelles GRDF est concerné.
3 – Le patrimoine
Les ouvrages
Ouvrages réseau - Inventaire
des Canalisations
Inventaire à la maille INSEE des canalisations,:
• Code INSEE
• Commune
• Année de pose ou de mise en service
• Niveau de pression
• Matériau
• Diamètre intérieur (mm)
• Diamètre extérieur (selon nomenclature)
• Longueur installée (mètres)
Ouvrages Réseau -
Inventaire des canalisations
en acier non protégé
Inventaire à la maille INSEE des canalisations en acier non protégées cathodiquement de manière active,:
• Code INSEE
• Commune
• Année de pose ou de mise en service
• Niveau de pression
• Diamètre intérieur (mm)
• Diamètre extérieur (selon nomenclature)
• Longueur installée (mètres)
Ouvrages réseau - Inventaire
des robinets de réseau
Liste des robinets, par ouvrage, y compris les robinets sortis de la liste des équipements mis en œuvre pour manœuvrer le réseau et non supprimés : • Identifiant de l’ouvrage
• Code INSEE
• Commune
• Adresse ou géolocalisation
• Année de pose ou de mise en service
• Statut du robinet (utile à l’exploitation / non utile à l’exploitation)
• Purge
• Pression réseau
• Matière quand information disponible
Ouvrages Réseau -
inventaire des Postes de
Distribution Réseau gaz
Inventaire des Postes de détente réseau gaz, par ouvrage :
• Identifiant de l’ouvrage
• Code INSEE
• Commune
• Année de mise en service ou de pose
• Situation (en antenne ou maillé)
• Pression amont
• Pression aval
• Débit nominal de la ligne principale (m³/h)
• Nombre de lignes de détente
• Télésurveillance ou non
Ouvrages réseau - Inventaire
des ouvrages de protection
cathodique
Inventaire des différents types d'ouvrages de protection cathodique présents sur chaque commune (anodes, postes de soutirage, drainages, prises de potentiel…), par ouvrage :
• Identifiant équipement
• Code INSEE Page 164 sur 200
• Commune
• Adresse
• Type (poste de drainage, poste de soutirage, anode, etc.)
• Année de mise en service ou de pose quand il est disponible
• Télésurveillance ou non
• Année de pose de la télésurveillance
• Nature de l’information transmise par la télésurveillance
• Technique de communication
Ouvrages Collectifs -
Inventaire des
Branchements Collectifs
Inventaire des Branchements Collectifs, par ouvrage :
• Identifiant du branchement collectif
• Code INSEE
• Commune
• Adresse ou géolocalisation
• Année de mise en service quand il est disponible
• Matière de l’ouvrage
• Pression de l’ouvrage
• Équipement en déclencheur ou limiteur de débit
Ouvrages Collectifs -
Inventaire des Conduites
d'Immeuble
Inventaire des conduites d'immeuble sur Branchements Collectifs, par ouvrage : • Identifiant du branchement collectif et de l’ouvrage
• Code INSEE
• Adresse ou géolocalisation
• Année de mise en service lorsqu’elle est disponible pour les ouvrages mis en service antérieurement au Contrat, systématiquement au-delà
• Pression de l’ouvrage
• Matière de l’ouvrage
Ouvrages Collectifs -
Inventaire des Conduites
Montantes
Inventaire des conduites montantes sur Branchements Collectifs, par ouvrage : • Identifiant du branchement collectif et de l’ouvrage
• Code INSEE
• Adresse ou géolocalisation
• Année de mise en service lorsqu’elle est disponible pour les ouvrages mis en service antérieurement au Contrat, systématiquement au-delà
• Matière de l’ouvrage
• Pression de l’ouvrage
Ouvrages Collectifs -
Inventaires des Conduites de
Coursives
Inventaire des conduites coursives sur Branchements Collectifs, par ouvrage : • Identifiant du branchement collectif et de l’ouvrage
• Code INSEE
• Adresse ou géolocalisation
• Année de mise en service ou de pose : se référer à l’année de pose du branchement en amont
• Matière de l’ouvrage
• Pression de l’ouvrage
Ouvrages Collectifs -
Inventaire des Nourrices de
Compteurs
Inventaire des nourrices sur Branchement Collectif, par ouvrage :
• Identifiant du branchement collectif et de l’ouvrage
• Code INSEE
• Adresse ou géolocalisation
• Année de mise en service ou de pose lorsqu’elle est disponible
• Matière de l’ouvrage
• Pression de l’ouvrage
Ouvrages Collectifs -
Inventaire des tiges Cuisine
Inventaire des tiges cuisine sur Branchement Collectif, par ouvrage : • Identifiant du branchement collectif et de l’ouvrage
• Code INSEE
• Adresse ou géolocalisation Page 165 sur 200
• Année de mise en service ou de pose lorsqu’elle est disponible
• Matière de l’ouvrage
• Pression de l’ouvrage
Ouvrages Collectifs -
Inventaire des
Branchements particuliers
Inventaire des Branchements Particuliers, par ouvrage :
• Code INSEE
• Identifiant du branchement collectif
• Adresse ou géolocalisation
• Branchements particuliers à l’aval :
o Nombre d’unités
o Matière de l’ouvrage
o Pression de l’ouvrage
Compteurs - Inventaire des
Compteurs
Inventaire des Compteurs de tous types et tous débits, par ouvrage : • Code INSEE
• Commune
• Application du relevé QE SAM
• Calibre du compteur
• Libellé calibre du compteur
• Compteur propriété client
• Nature du gaz
• Compteur actif inactif
• Année de production du compteur
• Technologie de comptage
• Nombre d’unités
• Nombre de compteurs télérelevés
• Nombre de compteurs inaccessibles
Type de protection
cathodique par commune
• Code INSEE
• Commune
• Protection cathodique active assurée à partir :
o D’ouvrages concédés dédiés (oui/non)
o Des ouvrages de transport d’une concession contigüe
Liste des prises de potentiel
positionnées sur les
canalisations de réseau
Inventaire des prises de potentiel positionnées sur les canalisations de réseau, par ouvrage :
• Identifiant de l’équipement
• Code INSEE
• Adresse ou géolocalisation
• Année de pose ou de mise en service équipement si renseignée
Equipements d’injection
biométhane
Inventaire des équipements d’injection, par ouvrage :
• Identifiant de l’ouvrage
• Code INSEE
• Commune
• Adresse ou géolocalisation
• Année de mise en service
• Débit nominal (m³/h)
• Année de MES Télésurveillance
• Responsable d’odorisation (GRDF/Producteur)
Les chantiers
Travaux - Mises EN service
Liste des mises en service dans l'année : détail du numéro d'affaire, finalité, type d'ouvrage, matière, quantité et montant de l'investissement (GRDF, contribution autorité concédante et tiers) Page 166 sur 200
Travaux - Mises HORS
service
Liste des mises hors service dans l'année : détail du numéro d'affaire, finalité, type d'ouvrage, quantité
Travaux - Affaires
développement abouties
avec et sans Extension
Liste des affaires de développement abouties avec et sans Extension de réseau de gaz : finalité de l'affaire, valeur du critère B/I, Participations clients, montant de l'investissement GRDF.
Etudes de rentabilité (B/I)
réalisées dans l'année
Détail des études de rentabilité (B/I) réalisées dans l'année, comprenant les investissements prévus, les nombre de clients, la valeur du B/I et les Participations nécessaires
Les investissements
Investissements réalisés -
par Finalités - en Flux
Investissements par finalité. Flux de dépenses de l’année pour les typologies suivantes : Raccordements et transition écologique, modification d’ouvrages à la demande de tiers, adaptation et modernisation des ouvrages, comptage, autres. Par commune.
Investissements réalisés -
par famille d'ouvrages - en
Mises en service
Investissements réalisés. Mises en service sur les biens concédés (premier établissement ou renouvellement) et sur les autres biens par famille d’ouvrages. Par commune.
Investissements réalisés -
par famille d'ouvrages - en
Flux
Investissements réalisés. Flux de dépenses de l’année sur les biens concédés (premier établissement ou renouvellement) et sur les autres biens par famille d’ouvrages. Par commune.
Investissements réalisés -
par Finalités - en Mises en
service
Investissements par finalité. Mises en service pour les typologies suivantes : Raccordements et transition écologique, modification d’ouvrages à la demande de tiers, adaptation et modernisation des ouvrages, comptage, autres. Par commune. Valorisation du patrimoine
Valeur Nette Ré-évaluée et
charges d'investissement -
Zone Péréquée
Valorisation du patrimoine (zone péréquée) sur les biens concédés et les autres biens : part de remboursement économique des ouvrages, part du coût de financement, valeur nette réévaluée des ouvrages en début et fin d'année.
Valorisation du patrimoine -
Détail par ouvrage
Détail des données sur la valorisation du patrimoine par ouvrage : part de remboursement économique des ouvrages, part du coût de financement, valeur nette réévaluée des ouvrages en début et fin d'année
Origine de financement des
ouvrages
Origine de financement des ouvrages par commune des biens concédés et des autres biens : part financée par GRDF, part financée par l'Autorité Concédante, part financée par les tiers.
Inventaire comptable et
économique des biens
affectés au service
L’inventaire comptable et économique des biens immobilisés affectés au service, immobilisés au 31 décembre de l’année N-1, attendu de la part du concessionnaire comprend au minimum, pour chaque immobilisation :
• La localisation
o Code INSEE
o Commune
• Le type de bien entre : biens mutualisés, ouvrages interface utilisateurs, ouvrages réseau et branchements
• La nature juridique du bien : biens concédés, biens de reprise et biens propres
• La nature de l’ouvrage (code et libellé de la nature d’ouvrage)
• La famille et sous-famille d’ouvrage
• Le cas échéant, la clé de répartition utilisée (direct, par PDL région, par PDL national)
• Immobilisation
• Elément d’OTP si disponible
• La distinction entre bien de premier établissement ou bien remplaçant Page 167 sur 200
• La codification technique de l’ouvrage (code DIAMETRE, code MATIERE) • L’année de mise en service
• La quantité d’ouvrages
• La valeur brute initiale immobilisée (€)
o dont valeur financée par le concessionnaire (hors financements de tiers et subventions Concédant) (€)
o dont valeur financée par un tiers (aménageur, promoteur, …) (€) o dont valeur financée par le Concédant (€)
• La valeur nette comptable au 31 décembre de l’année N-1 (€)
• La valeur nette réévaluée au 1er janvier et au 31 décembre de l’année N- 1 (€)
• Les charges d’investissement au 31 décembre de l’année N-1 (€) • Le montant de la part du remboursement économique au titre de l’année N-1 (€)
• Le montant de la part du coût de financement au titre de l’année N-1 (€)
L’inventaire comptable et économique de la quote-part des autres biens de la concession au 31 décembre de l’année N-1, comprenant :
• Code INSEE
• Commune
• Type de biens
• Valeur nette financée par GRDF
• Valeur initiale
• Valeur nette comptable au 31 décembre de l’année N-1 (€)
• Valeur nette réévaluée au 1er janvier et au 31 décembre de l’année N-1 (€)
• Montant de la part du remboursement économique au titre de l’année N-1 (€)
• Montant de la part du coût de financement au titre de l’année N-1 (€)
4 – Le Compte d’exploitation
Synthèse
Compte d'exploitation
synthétique par commune
sur la zone péréquée
Synthèse du Compte d'exploitation à la maille commune sur la zone péréquée : total des recettes, total des charges, résultat local (différence entre recettes et charges).
Recettes
Recettes d'acheminement et
hors acheminement - Détail
par Commune
Les recettes d'acheminement correspondent à la valorisation des consommations des clients à l'échelle de la Concession. Les recettes hors acheminement recouvrent essentiellement la location des Compteurs et postes de livraison de débit supérieur ou égal à 16m3/h, les interventions facturées à l'acte et la Participation des tiers à leur Raccordement (hors Producteurs de Gaz renouvelable) ou à des modifications d’ouvrages à leur demande.
Recettes Hors
Acheminement - Lexique des
codes frais
Lexique des codes frais utilisés dans les données « Prestations »
Recettes Hors
Acheminement - Prestations
Ponctuelles par code frais
Recettes et nombre de prestations ponctuelles du Catalogue des prestations de GRDF, par code frais
Recettes Hors
Acheminement - Prestations
Récurrentes par code frais
Recettes et nombre de prestations récurrentes du Catalogue des prestations de GRDF, par code frais Page 168 sur 200
Recettes Hors
Acheminement - Indemnités
des prestations par code
frais
Nombre et montant d’indemnités versées par GRDF, par code frais
Recettes Hors
Acheminement - Prestations
complémentaires -
Biométhane
Prestations complémentaires facturées dans le cadre de l'activité de GRDF sur le Biométhane (études, service d’injection, …)
Charges
Charges d'exploitation -
Détail Détail des charges d'exploitation à la maille commune
Charges d'investissement -
Zone péréquée
Détail des charges d'investissement sur les biens concédés et les autres biens (zone péréquée) apparaissant dans les comptes d'exploitation
5 – La transition écologique
Capacité d'injection de
biométhane et quantité
annuelle de biométhane
injecté de chaque installation
selon sa typologie
Ce jeu de données permet de visualiser l’évolution année par année depuis 2013 des installations d’injection de biométhane raccordées au réseau de distribution de GRDF, leur capacité d’injection, la localisation de leur lieu d’injection ainsi que la quantité annuelle injectée. Page 169 sur 200
ANNEXE 6 : MESURE DE LA PERFORMANCE
Les principes des indicateurs de performance visés à l’Article 44 du cahier des charges sont définis ci-
dessous. Le cas échéant, des modalités spécifiques de mise en œuvre pourront être intégrées à la présente
annexe par accord entre les Parties.
A. Indicateur de performance n°1 : Patrimoine (cohérence d’inventaires)
(i) canalisations
Principe Mesure des écarts entre base technique SIG et base comptable concernant les canalisations
[écart en longueurs]
Maille Concession
Calcul
Mesure des écarts de longueur entre l’inventaire comptable et la base technique cartographique (SIG) sur le périmètre des canalisations.
La mesure de la cohérence entre les deux bases se fait sur les 5 caractéristiques suivantes pour chaque ouvrage :
Commune (INSEE) de rattachement
Matière
Diamètre
Longueur
Année de mise en service*
*la cohérence pour une année N s’apprécie en retirant les ouvrages mis en service dans l’année N-1 afin de tenir compte du temps nécessaire à la mise à jour des bases (en particulier pour les ouvrages mis en service en fin d’année)
L’indicateur Taux de cohérence prend en compte la somme des écarts en valeur absolue qu’il rapporte ensuite aux longueurs présentes dans les deux bases :
Taux de cohérence canalisations (TC1) = 1 - ∑[Abs(M-S)] / (M+S),
avec M : Longueur dans l’inventaire comptable, S : Longueur dans le SIG
Cible /
Pénalités
Sur l’intégralité du périmètre de la Convention de Concession intégrant les différentes extensions
réalisées ou à venir prévues à l’article 3 de la convention, le Taux de cohérence TC1 est de 91.31%
(soit un écart de 8,69 %), à fin 2022.
➢ Le Concessionnaire s’engage à un taux de cohérence de 100% entre les bases pour le flux des canalisations mises en service après la signature du Contrat.
➢ Par ailleurs, lorsque le taux de cohérence TCI est inférieur à 97%, le Concessionnaire s’engage à résorber les écarts avec des objectifs pour chaque période (P1 à P6) :
N
Objectif P1
(N+5)
Objectif P2
(N+10)
Objectif P3
(N+15)
Objectif P4
(N+20)
Objectif P5
(N+25)
Objectif P6
(N+30) année de signature
Ecarts à
résorber 15,3 22,8 29,5 11,4 13,0 7,2
(en km)
A l’issue de chaque période Pn, on mesure :
➢ Le Taux de cohérence pour le flux (mises en service après signature du Contrat) TC1flux. Dès lors qu’on a TC1flux < 100%, la pénalité suivante peut s’appliquer : Page 170 sur 200
P(flux) = 200 x ∆(flux),
où ∆(flux) représente les éventuels écarts (exprimés en km) entre les bases sur ce flux
et où 200 est le montant de la pénalité unitaire exprimée en EUR/km
➢ Les longueurs en écart K(réel) traitées par le Concessionnaire. La pénalité suivante peut s’appliquer dès lors que K(réel) est inférieur à Kn :
P(Kn) = 200 x [Kn – K(réel)]
où Kn est l’objectif de longueurs en écarts à traiter pendant la période Pn
et où 200 est le montant de la pénalité unitaire exprimée en EUR/km
Les longueurs en écarts non traitées [Kn – K(réel)] sont automatiquement reportées dans la période suivante P(n+1) et viennent s’ajouter à l’objectif K(n+1).
(ii) Branchements Collectifs
Principe Mesure des écarts entre base technique GMAO et base comptable concernant les Branchements
Collectifs [écart en nombre]
Maille Concession
Calcul
Mesure des écarts entre l’inventaire comptable et la base technique GMAO sur le périmètre des Branchements Collectifs.
On distingue 3 types d’ouvrages composant un Branchement Collectif : a) BRC : la partie du Branchement Collectif en amont de l’Organe de coupure générale
b) CI : Conduite d’Immeuble
c) CM : Conduite Montante, y compris nourrice de compteur et tige cuisine (chacune valant 1 dans les inventaires).
On calcule pour chaque type d’ouvrages l’écart entre la base technique GMAO et la base comptable.
L’indicateur Taux de cohérence prend en compte la somme des écarts en valeur absolue qu’il rapporte ensuite aux quantités présentes dans les deux bases :
Taux de cohérence Branchements Collectifs (TC2) =
1 - ∑[Abs(M-G)BRC + Abs(M-G)CI + Abs(M-G)CM ] / (M+G),
avec M : quantités dans l’inventaire comptable, G : quantités dans la GMAO
Cible /
Pénalités
L’objectif est de maintenir un Taux de cohérence TC2 minimal de 99,5% (écart maximal de 0,5%) entre les inventaires GMAO et comptable, sur toute la durée du Contrat
Dès lors qu’on a TC2 < 99,5%, la pénalité suivante peut s’appliquer :
P(TC2) = 20 x [ ∑[Abs(M-G)BRC + Abs(M-G)CI + Abs(M-G)CM ] – (0,5%*(M+G) ]
avec M : quantités dans l’inventaire comptable, G : quantités dans la GMAO
et où 20 est le montant de la pénalité unitaire exprimée en EUR
(ii) Postes de distribution réseau
Il est convenu d’une période d’observation de 5 (cinq) années à compter l’année 2025 pendant laquelle l’indicateur ci-dessous est produit annuellement par le Concessionnaire (dans le cadre du compte-rendu d’activité du concessionnaire CRAC) et analysé conjointement avec l’Autorité Concédante, sans pouvoir donner lieu à pénalité. Page 171 sur 200
A l’issue de cette période d’observation, les Parties définissent, si nécessaire, l’indicateur de performance et les objectifs associés, pour application à compter de l’année 2029, et pouvant donner lieu à pénalité, sur la base des tableaux ci-dessous.
Principe Mesure des écarts entre base technique GMAO et base comptable concernant les Postes de
distribution réseau [écart en nombre]
Maille Concession
Calcul Mesure des écarts entre l’inventaire comptable et la base technique GMAO sur le périmètre des Postes de distribution réseau.
On calcule pour chaque ouvrage l’écart entre la base technique GMAO et la base comptable.
A titre indicatif, la mesure de l’indicateur Taux de cohérence pourra prendre en compte la somme des écarts en valeur absolue rapportée ensuite aux quantités présentes dans les deux bases :
Taux de cohérence Postes de livraison (TC3) =
1 - ∑[Abs(M-G) PSTE ] / (M+G),
avec M : quantités dans l’inventaire comptable, G : quantités dans la GMAO
Cible /
Pénalités
Non applicable jusqu’à fin 2028 Page 172 sur 200
B. Indicateur de performance n°2 : Temps moyen de coupure des Clients
Il est convenu d’une période d’observation de 5 (cinq) années à compter l’année 2025 pendant laquelle
les 2 indicateurs (options A et B) ci-dessous sont produits annuellement par le Concessionnaire (dans le
cadre du compte-rendu visé à l’Article 41 du cahier des charges) et analysés conjointement avec l’Autorité
Concédante, sans pouvoir donner lieu à pénalité.
A l’issue de cette période d’observation, les Parties définissent l’indicateur de performance (A ou B) et les
objectifs (seuil 1 et seuil 2) associés, pour application à compter de l’année 2027, et pouvant donner lieu à
pénalité. L’Autorité Concédante peut néanmoins décider de ne pas utiliser cette période d’observation ou
d’y mettre fin à tout moment, et définir avec le Concessionnaire l’indicateur de performance et les objectifs
associés selon les principes décrits ci-dessous.
A défaut de choix exprimé par les Parties à l’issue de la période d’observation, l’option A s’appliquera avec
les seuils indicatifs ci-dessous.
Principe Mesure du temps de coupure moyen, comprenant les incidents (hors travaux programmés) impactant au moins 1 Client et avec déplacement GRDF, hors dommages et incendies*.
On considère le temps de coupure comme le délai entre l’appel pour manque de gaz (s’il
existe) ou le moment où GRDF est intervenu pour mettre en sécurité le réseau, et la remise
en pression du réseau ou le moment où l’alimentation a été rétablie chez les Clients présents
(« 1er tour »).
*le Concessionnaire communiquera néanmoins les temps de coupure pour tous les incidents, y
compris ceux non pris en compte dans le calcul du présent indicateur
Maille Concession**
**le Concessionnaire communiquera également à l’Autorité Concédante des éléments de
comparaison à une maille pertinente
Calculs
Option A :
Mesure de la moyenne sur le nombre de Clients
de la Concession :
[Somme(Nb Clients impactés* T coupure
réseau)]/ (Nb Clients)
Option B :
Mesure de la moyenne sur le nombre de
Clients impactés de la Concession :
[Somme(Nb Clients impactés* T coupure
réseau)]/ (Nb Clients impactés)
Calculs Mesure annuelle par rapport au temps cible sur la Concession : • Tranche 0 : Aucune pénalité versée si le temps moyen de coupure sur la Concession est inférieur au Seuil 1
• Tranche 1 : Une pénalité (P1€) forfaitaire par Client impacté versée si le temps moyen de coupure sur la Concession est compris entre Seuil 1 et Seuil 2 • Tranche 2 : Une pénalité (P2€) forfaitaire par Client impacté versée si le temps moyen de coupure sur la Concession est supérieur à Seuil 2 (P2 > P1)
Cibles /
Pénalités
Option A (seuils indicatifs) :
Seuil 1 : 30min
Pénalité 1 : 5€/Clients impactés
Seuil 2 : 60 min
Pénalité 2 : 10€/Clients impactés
Option B (seuils indicatifs) :
Seuil 1 : 6h
Pénalité 1 : 5€/Clients impactés
Seuil 2 : 24h
Pénalité 2 : 10€/Clients impactés
En complément des dispositions précédentes, le Concessionnaire proposera d’ici à 2027 une
méthode permettant d’estimer le nombre de logements impactés par la coupure d’un Client de type
« immeuble collectif ». Page 173 sur 200
C. Indicateur de performance n°3 : qualité de service aux Clients
L’Autorité Concédante choisit l’indicateur de performance parmi les 2 options proposées.
Cet indicateur de performance vient compléter un ensemble d’indicateurs de qualité de service déjà publiés
dans les CRAC (nombre de réclamations, délai de traitement, …).
A défaut de choix exprimé, l’option A s’appliquera.
Option A : satisfaction Clients
Définition /
Principe
Mesurer la satisfaction des Clients sur les prestations pour lesquelles le Concessionnaire
est en relation avec le Client final. Cet indicateur est le résultat consolidé des enquêtes
réalisées au cours de l’année précédente par le Concessionnaire à la suite de l’exécution
des prestations suivantes :
*enquête de satisfaction suite à un raccordement
*enquête de satisfaction suite à une mise en service
*enquête de satisfaction suite à un dépannage
Maille Concession
Critère /
Cible
Calcul du taux de Clients « satisfaits » pour chaque enquête (addition des réponses « très
satisfaits » et « assez satisfaits » rapportées au nombre total de réponses), puis calcul d’un
indicateur composite :
(Taux de satisfaction sur enquête raccordement + Taux de satisfaction sur enquête mise
en service + taux de satisfaction sur enquête dépannage)/3
Calcul /
Pénalités
Mesure annuelle par rapport au niveau de satisfaction cible sur la Concession :
• Tranche 0 : Aucune pénalité versée aux contrats dont la mesure de satisfaction est ≥ 90%
• Tranche 1 : pénalité P1 = 15€ / Client insatisfait pour les mesures de satisfaction < 90% et 85%
• Tranche 2 : pénalité P2 = 30€ / Client insatisfait pour les mesures de satisfaction < 85% Page 174 sur 200
Option B : Taux de respect des délais catalogue
Définition /
Principe
Cet indicateur fait déjà l’objet d’une publication dans le CRAC.
Il mesure le taux de respect par le Concessionnaire des délais de réalisation des prestations
suivantes :
*Mises en service avec intervention (MES) : prestations demandées par un Client par l’intermédiaire
de son fournisseur, dans des situations type « emménagement » ;
*Mises hors service avec intervention (MHS) : prestations demandées par un Client par l’intermédiaire
de son fournisseur, pour un déménagement ou abandon de l’énergie. Le fournisseur peut aussi
demander la mise hors service suite à une situation d’impayés non soldée ;
*Changement de fournisseur avec intervention (CHF) : prestations demandées par un Client par
l’intermédiaire de son fournisseur, dans une situation de changement d’offre commerciale avec
changement de fournisseur (sans rupture d’alimentation du gaz) ;
* Coupures pour impayés (COUP) : prestations demandées par un fournisseur dans le cadre d’un
impayé, sans résiliation de contrat.
Maille Concession
Critère /
Cible
Calcul annuel du nombre d’interventions dans les délais :
TRdélais = (MES+MHS+CHF+COUP)dans délais / (MES+MHS+CHF+COUP)
Calcul /
Pénalités
• Si TRdélais ≥ 90%, alors pas de pénalité
• Si 90% > TRdélais ≥ 85%, alors pénalité P1 = 5€ / prestation hors délai
• Si TRdélais < 85%, alors pénalité P2 = 10€ / prestation hors délai Page 175 sur 200
ANNEXE 6 BIS : PRECISIONS METHODOLOGIQUES RELATIVES A L’INDICATEUR DE PERFORMANCE N°1
« PATRIMOINE/CANALISATIONS »
N
année de signature
Objectif P1
(N+5)
Objectif P2
(N+10)
Objectif P3
(N+15)
Objectif P4
(N+20)
Objectif P5
(N+25)
Objectif P6
(N+30)
1 - Période post 2007 75% 100% 100% 100% 100% 100%
2 - Période 2000-2006 8% 38% 75% 75% 75% 80%
3 - Décennie 1990 4% 8% 38% 75% 75% 80%
4 - Décennie 1980 3% 5% 10% 25% 50% 55%
5 - ANTE 80 1% 3% 5% 8% 25% 30%
Méthode de détermination des objectifs de résorption des écarts d’inventaires pour les canalisations
Dès lors que le taux de cohérence constaté à la signature du Contrat est inférieur à 97%, les engagements de
corrections des écarts sont répartis sur la durée du Contrat par périodes de 5 années, en priorisant les écarts sur
les canalisations mises en service récemment, la répartition s’effectuant selon le tableau ci-dessous :
Objectifs
contrat
20 ans
Exemples de lecture du tableau :
Engagement sur la période 2 / millésime Période 2000-2006 :
38% des écarts observés en début de contrat devront être
corrigés en fin de période 2 (objectif adaptable localement)
Engagement sur la période 3 / millésime Période 2000-2006 :
75% des écarts observés en début de contrat devront être
corrigés en fin de période 3 (objectif fixé dans le modèle de
contrat)
Objectifs
contrat
25 ans
Objectifs
contrat
30 ans
Trajectoire des objectifs de résorption
adaptable localement
En appliquant cette méthodologie, les Parties déterminent pour chaque période P une quantité K (exprimée
en kilomètres) d’écart à résorber :
N
année de signature
Objectif P1
(N+5)
Objectif P2
(N+10)
Objectif P3
(N+15)
Objectif P4
(N+20)
Objectif P5
(N+25)
Objectif P6
(N+30)
Ecarts à résorber
(en kilomètres) 15,3 22,8 29,5 11,4 13,0 7,2 Page 176 sur 200
ANNEXE 7 : REGLES DE CALCUL DES EXTENSIONS DE RESEAU
SOMMAIRE
ARTICLE 1 – Définition du taux de rentabilité
ARTICLE 2 – Seuil minimum de rentabilité
ARTICLE 3 – Evaluation de la recette actualisée
ARTICLE 4 – Evaluation des dépenses
ARTICLE 5 – Investissements
ARTICLE 6 – Formule d’actualisation Page 177 sur 200
REGLES DE CALCUL
DU TAUX DE RENTABILITE DES EXTENSIONS DE RESEAU
Conformément aux dispositions de l'article 15 du cahier des charges, les extensions du réseau de distribution
peuvent se faire selon plusieurs modalités qui dépendent du taux de rentabilité de l'opération.
Le décret n°2008-740 du 28 juillet 2008 relatif au développement de la desserte gazière et aux extensions
des réseaux publics de distribution de gaz naturel impose comme critère de décision des extensions de
réseau l’atteinte d’un ratio de calcul de rentabilité tel que défini par l’arrêté ministériel du 28 juillet 2008 fixant
le taux de référence pour la rentabilité des opérations de desserte gazière mentionné à l’article 36 de la loi
n°2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie.
La présente annexe a donc pour but de définir les règles de calcul de ce taux de rentabilité
Article 1 - Définition du taux de rentabilité
Le taux de rentabilité est le rapport entre la somme actualisée des bénéfices et la somme actualisée des
dépenses d’investissement à réaliser (B/I) pour permettre le raccordement d’un consommateur final au
réseau de gaz naturel dans lequel
B = R-D-I
où
- R est la somme des recettes des nouveaux raccordements et des recettes d’acheminement actualisées par option tarifaire. Les recettes d’acheminement sont assises sur le tarif d’acheminement proposé par le régulateur (CRE), accepté et publié par les pouvoirs publics.
- I est le montant actualisé des investissements relatifs aux canalisations de distribution et aux postes de
détente nécessaires à l’extension du réseau de distribution, y compris les dépenses d’étude et d’ingénierie,
moins les participations des tiers aux frais de raccordement et de branchement et, le cas échéant, aux frais
d’établissement des conduites montantes et des compteurs
- D est le montant total actualisé des dépenses d’exploitation dites marginales pour chaque nouveau
consommateur final. Elles comprennent les dépenses de développement, notamment de démarchage de
clientèle, de maintenance et les charges de fonctionnement. Ces dépenses sont évaluées de manière
forfaitaire par consommateur final selon l’option tarifaire et, le cas échéant, en tenant compte des coûts de
remboursement au premier bénéficiaire d’un raccordement ayant supporté la totalité des coûts de premier
établissement d’une opération de raccordement.
La durée d’étude prise en compte dans le calcul est en général de trente ans (pour les recettes
d’acheminement liées à des clients de type industriel, la durée de prise en compte est en général réduite à
dix ans). Page 178 sur 200
Article 2 - Seuil minimum de rentabilité
Le concessionnaire est tenu de réaliser à ses frais les extensions dont le taux de rentabilité défini ci-dessus
et calculé dans les conditions de l’article 15 du cahier des charges de concession, est supérieur ou égal à
une valeur seuil. Il n’est autorisé à réaliser que les extensions dont le critère de décision est supérieur ou
égal à cette valeur seuil.
Cette valeur seuil est fixée à 0. Elle correspond au niveau minimum à atteindre pour envisager une rentabilité
des investissements à réaliser.
Article 3 - Evaluation de la recette actualisée
3-1. Evaluation des quantités de gaz acheminées
L'étude de rentabilité est fondée sur des prévisions de quantités acheminées. Celles-ci doivent être évaluées
sur des bases aussi réalistes que possible et notamment à partir des quantités observées sur la commune
ou sur les communes voisines et des résultats d’enquêtes ou d’études permettant d’estimer le total des
quantités acheminées prévisibles sur la zone à desservir.
Consommateurs finals résidentiels et tertiaires (hors tarifs T4 ou TP)
Tous les consommateurs finals consommant plus de 1 000 kWh sont pris en compte dans l’étude.
Le concessionnaire retient les placements les plus probables, établis à partir des informations locales
disponibles.
Pour évaluer les quantités annuelles du secteur résidentiel et petit tertiaire, il aura recours à des valeurs de
consommation unitaires moyennes appréciées localement.
La consommation unitaire retenue pour le secteur résidentiel est la consommation par logement, en séparant
le pavillonnaire de l’habitat collectif et la construction neuve de l’habitat existant.
Le développement des quantités acheminées est limité aux dix premières années de l’étude. Au-delà, la
quantité totale acquise à l’issue de la dixième année est reproduite jusqu’à l’horizon de l’étude.
Consommateurs finals tertiaires (relevant de tarifs T4 ou TP) et industriels
Le concessionnaire retient les placements les plus probables, établis à partir des informations locales
disponibles.
Les quantités annuelles prises en compte sont celles fournies par le consommateur final ou son représentant
si elles sont connues, ou des estimations basées sur les consommations d’entreprises similaires en terme
d’usage dans la région.
Pour ces consommateurs finals, la durée prise en compte, est fonction de la pérennité de leur consommation
de gaz naturel, est appréciée au cas par cas par le concessionnaire.
Cette durée est de principe de dix ans. Cette durée peut être ajustée à la baisse ou à la hausse en fonction
de critères liés au secteur d’activités concerné tant au niveau national qu’au niveau local.
3-2. Evaluation des recettes
Les tarifs à appliquer sont les tarifs d’acheminement sur le réseau de distribution tels que publiés par les
pouvoirs publics sur proposition du régulateur (CRE).
Pour le calcul de B/I, ces tarifs sont supposés fixes d’année en année jusqu’à l’horizon de l’étude.
Article 4 – Evaluation des dépenses Page 179 sur 200
Les dépenses annuelles sont constituées de :
4.1. Dépenses d’exploitation marginales pour chaque nouveau consommateur final
Ces dépenses incluent les dépenses de développement, d’exploitation maintenance, de technique clientèle
et les charges de fonctionnement.
Ces dépenses sont évaluées de manière forfaitaire par segment tarifaire.
Les valeurs en vigueur sont données dans le tableau suivant :
Segment tarifaire €/consommateur/an
T1 (jusqu’à 6 000 kWh) 25
T2 (6 000 à 300 000 kWh) 47
T3 (300 000 à 5 000 000 kWh) 582
T4 ou TP (au-delà de 5 000 000 kWh) 1129
Le cas échéant, l’évolution de ces valeurs fait l’objet d’une information à l’autorité concédante.
4.2. Dépenses relatives aux renforcements du réseau de distribution
Si l’étude de saturation du réseau établit la nécessité d’un renforcement du réseau directement imputable au projet d’extension sous un délai de trois ans à compter de la mise en service, ce renforcement est pris en compte dans la part investissement du calcul du taux de rentabilité.
La part d’investissement à intégrer dans le calcul du taux de rentabilité est fonction du rapport au point de
renforcement du réseau entre le débit de pointe avant et après projet d’extension.
Article 5 - Investissements
Les investissements pris en compte correspondent à l’ensemble des investissements supportés par le
concessionnaire et nécessaires à l’alimentation de l’ensemble des consommateurs finals considérés dans
l’étude.
Ils comprennent notamment les investissements liés à la pose des canalisations de réseaux de distribution,
à la fourniture et la pose des postes de détente de distribution publique, à la réalisation des branchements
et conduites montantes pour les parties supportées par le concessionnaire ainsi que les dépenses de main
d’œuvre d’étude et d’ingénierie correspondantes.
Article 6 – Formule d’actualisation Page 180 sur 200
On appelle valeur actualisée d'un flux financier Ft, intervenant à l'année t, la quantité :
F F
a
t
t = + ( ) 1
La valeur actualisée d'une série de flux financiers s'échelonnant de l'année 0 à l'année N s'écrit donc :
=
= +
N t
t
t
t
a
F
0 ) 1 (
Il s'agit donc de la somme de chacun des flux financiers Ft lorsque t varie de l'année 0 à l'année N.
Dans cette formule, a est le taux d'actualisation mis en œuvre par le concessionnaire. Page 181 sur 200
ANNEXE 8 : TARIFS D’UTILISATION ET FACTEUR DE FACTURATION
Article 1 - Généralités
La prestation d’acheminement distribution de gaz naturel représente l’utilisation des réseaux de distribution
publique par un fournisseur52 pour amener le gaz naturel jusqu’à un point de livraison53, à l’exclusion de la
fourniture de la molécule. Cette prestation est réalisée par les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD)
pour le compte de tous les fournisseurs, conformément au décret n°2005-22 du 11 janvier 2005.
Les tarifs (dits « tarifs d’acheminement »), propres à chaque gestionnaire de réseau de distribution, sont
fixés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE). Ils font l’objet de révisions régulières.
Le tarif d’acheminement comprend quatre options principales :
- trois options T1, T2, T3, de type binôme, comprenant chacune un abonnement annuel et un terme proportionnel aux quantités livrées,
- une option T4 de type trinôme, comprenant un abonnement annuel, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel aux quantités livrées. - une option TP de type trinôme, comprenant un abonnement annuel, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel à la distance à vol d’oiseau entre le point de livraison concerné et le réseau de transport le plus proche. Ce dernier terme est affecté d’un coefficient multiplicateur dépendant de la densité de population de la commune d’implantation du point de livraison concerné.
Le choix de l’option tarifaire à appliquer à chaque point de livraison revient au fournisseur concerné.
Article 2 - Facturation – Prestations
GRDF facture l’acheminement sur la base du tarif d’utilisation des réseaux de distribution de gaz du point de
livraison concerné, au fournisseur correspondant.
Le tarif d’utilisation des réseaux de distribution couvre un ensemble de prestations liées à la qualité et à la
sécurité des réseaux sur lesquels les quantités de gaz sont acheminées, à la mesure des quantités
acheminées, et à la gestion contractuelle.
L’utilisation des réseaux de distribution ne peut donner lieu à aucune facturation autre que celle résultant de
l’application des tarifs en vigueur, à l’exception de prestations supplémentaires proposées par le gestionnaire
du réseau dont les tarifs sont précisés dans un catalogue des prestations qui fait l’objet de l’annexe 9 du
présent contrat.
Article 3 - Grille des Tarifs d’utilisation des réseaux de distribution publique de gaz naturel de GRDF
En application des articles L.452-2 et L.452-3 du code de l’énergie, le tarif d’utilisation des Réseaux de
Distribution autres que ceux concédés en application de l’article L.432-6 du code de l’énergie, est défini par
la Commission de Régulation de l'Energie pour la période concernée par délibération publiée au journal
officiel de la République Française.
52 Fournisseur : personne physique ou morale qui conclut avec GRDF un contrat d’acheminement sur le réseau de distribution de gaz naturel.
53 Point de livraison : point de sortie d’un réseau de distribution où GRDF livre du gaz à un client final, en exécution d’un contrat d’acheminement sur ce réseau, signé avec un fournisseur. Page 182 sur 200
La délibération de la CRE sur la mise à jour des tarifs au 1er juillet de chaque année est disponible sur :
- le site internet de GRDF : https://www.grdf.fr
- le site internet de la CRE : https://www.cre.fr
Lorsqu’un relevé des consommations de gaz comporte simultanément des consommations payables aux anciens et aux nouveaux tarifs, une répartition proportionnelle au nombre de jours de chaque période est effectuée.
Article 4 – Règle de calcul des quantités de gaz consommé visé à l’article 26.III du cahier des charges de
concession
Le facteur de facturation F permet de calculer le nombre de kilowattheures effectivement contenus
dans chaque mètre cube de gaz enregistré au compteur.
Il s'obtient par la formule F P K =
- P, est le pouvoir calorifique supérieur d'un mètre cube de gaz sec mesuré dans les conditions normales de température et de pression (0° C et 1013 mbar).
- K, est le coefficient de correction qui permet de transformer le volume de gaz mesuré par le compteur dans les conditions effectives de pression et de température en un volume qui serait mesuré à 0° C et sous 1013 mbar.
Par application des lois de Mariotte et de Gay-Lussac, le coefficient s'obtient par la relation :
. K
P P
1013
273
273 t
z r
= + + (1)
où Pz est la pression atmosphérique à prendre en compte au point de livraison situé à l'altitude z.
La relation qui relie P à z est la suivante :
( ) P 1013 1 0,0226 Z z 5,28 = −
où P est exprimé en mbar et z en km.
Pour le calcul de cette pression, il sera admis de considérer des tranches d'altitude de 200 mètres à l'intérieur desquelles la pression sera réputée constante et égale à la pression inférieure de la tranche.
- Pr est la pression relative au point de livraison exprimée en millibar.
- t est la température du gaz au point de livraison exprimée en degrés Celsius.
Dans ces conditions, le tableau ci-dessous donne pour gaz sec à 15°C la valeur du coefficient K
dans différentes hypothèses de pression relative au point de livraison.
(1) Le facteur de compressibilité du gaz n'est pas pris en compte car il est égal à 1 pour les pressions usuelles rencontrées en distribution.
Le gaz distribué étant sec, la pression partielle de vapeur d'eau est nulle et n'intervient donc pas dans cette formule. Page 183 sur 200
PRESSION DE DISTRIBUTION AU POINT DE LIVRAISON
ALTITUDE DE L'EXPLOITATION
COMPRISE ENTRE (mètres) :
20 mbar 25 mbar 30 mbar 300 mbar
0 et 200 0,967 0,971 0,976 1,229
200 et 400 0,944 0,949 0,954 1,206
400 et 600 0,923 0,927 0,932 1,184
600 et 800 0,901 0,905 0,910 1,163
800 et 1000 0,880 0,884 0,889 1,142
Au-delà de 1000 0,859 0,864 0,868 1,121 Page 184 sur 200
ANNEXE 9 : CATALOGUE DES PRESTATIONS
CATALOGUE DES
PRESTATIONS ANNEXES
PROPOSEES PAR GRDF
L'ensemble des services proposés par GRDF, ainsi que leur tarification, sont disponibles dans le Catalogue des prestations qui est établi après délibération de la Commission de Régulation de l'Energie (CRE)
Le Catalogue en vigueur est disponible sur internet à l’adresse suivante :
http://www.grdf.fr/particuliers/entreprise-grdf/catalogue-prestations
ou sur simple demande auprès de votre interlocuteur dédié.
La dernière délibération de la CRE portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel est disponible sur internet à l’adresse suivante :
http://www.cre.fr/documents/deliberations/(type)/Gaz Page 185 sur 200
ANNEXE 10 : CONDITIONS DE DISTRIBUTION
Les Conditions de Distribution lient directement le distributeur GRDF et le client final. Associées au contrat de fourniture que le client final a conclu avec son fournisseur, les Conditions de Distribution permettent d’alimenter en gaz le client final.
Conformément au cadre légal et réglementaire, le fournisseur est l’interlocuteur principal du client final pour la souscription des Conditions de Distribution, ainsi que toute question portant sur l’acceptation, l’interprétation, l’exécution ou la résiliation de ces Conditions de Distribution.
Les Conditions de Distribution concernent notamment :
- le débit de livraison et les caractéristiques du Gaz livré (Pouvoir Calorifique Supérieur, Pression de Livraison),
- la continuité et la qualité de la livraison du Gaz,
- la mise en place, la propriété, l’Exploitation et la Maintenance du Dispositif Local de Mesurage ou du Poste de Livraison,
- les conditions d’intervention sur le Dispositif Local de Mesurage ou le Poste de Livraison (accessibilité, modalités, mesures et contrôles) et sur le réseau (information du Client, intervention d’urgence),
- le cas échéant, la redevance de location du Dispositif Local de Mesurage ou du Poste de Livraison,
- les réclamations et litiges.
Les Conditions de Distribution, relatives à l’acheminement et à la livraison du gaz, assurent au client final l’accès et l’utilisation du Réseau de distribution de gaz naturel, ainsi que l’accès aux prestations décrites dans le Catalogue des Prestations cité en annexe 9.
Les Conditions de Distribution sont accessibles sur le site internet de GRDF www.grdf.fr (rubrique publications). Page 186 sur 200
ANNEXE 11 : PRESCRIPTIONS TECHNIQUES Page 187 sur 200 Page 188 sur 200 Page 189 sur 200 Page 190 sur 200 Page 191 sur 200 Page 192 sur 200 Page 193 sur 200 Page 194 sur 200 Page 195 sur 200 Page 196 sur 200 Page 197 sur 200 Page 198 sur 200 Page 199 sur 200 Page 200 sur 200