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Conseil Municipal - 117 d1750254795786
Déliberation - Liste des deliberations examinees CM du 21 novembr
Conseil Municipal - 97
Conseil Municipal - 97 d1625830551469
Conseil Municipal - 97 d1621243864181
Conseil Municipal - 97 d1482327009183
Conseil Municipal - 97 d1671190067992
Document publié le Mardi 13 décembre 2022 par la commune de Niort.
Lien du pdf (Conseil Municipal - 97 d1671190067992)
Thèmes du document : Énergies, Environnement, Investissement et développement économique,
DEPARTEMENT
DES
DEUX-SEVRES _______ VILLE DE NIORT
________
EXTRAIT DU REGISTRE DES DELIBERATIONS
DU CONSEIL MUNICIPAL
___________
Conseillers en exercice : 45
Votants : 42
Convocation du Conseil municipal :
le 07/12/2022
Publication :
le 16/12/2022
SEANCE DU 13 DÉCEMBRE 2022
Délibération n° D-2022-486
Electricité - Concession de distribution publique - Compte-
rendu annuel de concession Année 2021 - Contrôle du service
public délégué
Président :
MONSIEUR DOMINIQUE SIX
Présents :
Monsieur Jérôme BALOGE, Monsieur Dominique SIX, Madame Rose-Marie NIETO, Monsieur Michel PAILLEY, Madame Christelle CHASSAGNE, Monsieur Nicolas VIDEAU, Madame Jeanine BARBOTIN, Madame Anne-Lydie LARRIBAU, Madame Florence VILLES, Monsieur Philippe TERRASSIN, Madame Valérie VOLLAND, Monsieur Thibault HEBRARD, Monsieur Lucien-Jean LAHOUSSE, Madame Lydia ZANATTA, Monsieur Gerard LEFEVRE, Madame Aline DI MEGLIO, Monsieur David MICHAUT, Madame Sophie BOUTRIT, Monsieur Florent SIMMONET, Monsieur Hervé GERARD, Madame Aurore NADAL, Monsieur François GUYON, Madame Stéphanie ANTIGNY, Madame Yamina BOUDAHMANI, Monsieur Karl BRETEAU, Monsieur Romain DUPEYROU, Madame Noélie FERREIRA, Madame Fatima PEREIRA, Madame Ségolène BARDET, Monsieur Baptiste DAVID, Monsieur François GIBERT, Madame Cathy GIRARDIN, Monsieur Sébastien MATHIEU, Madame Elsa FORTAGE, Monsieur Yann JEZEQUEL, Madame Véronique ROUILLE-SURAULT.
Secrétaire de séance : Florence VILLES
Excusés ayant donné pouvoir :
Monsieur Elmano MARTINS, ayant donné pouvoir à Monsieur Florent SIMMONET, Madame Marie-Paule MILLASSEAU, ayant donné pouvoir à Madame Jeanine BARBOTIN, Monsieur Eric PERSAIS, ayant donné pouvoir à Monsieur Dominique SIX, Madame Yvonne VACKER, ayant donné pouvoir à Madame Sophie BOUTRIT, Monsieur Nicolas ROBIN, ayant donné pouvoir à Madame Yamina BOUDAHMANI, Madame Mélina TACHE, ayant donné pouvoir à Madame Noélie FERREIRA, Madame Véronique BONNET-LECLERC, ayant donné pouvoir à Monsieur François GIBERT
Excusés :
Monsieur Guillaume JUIN, Monsieur Bastien MARCHIVE. CONSEIL MUNICIPAL DU 13 décembre 2022
Délibération n° D-2022-486
Direction de l'Espace Public Electricité - Concession de distribution publique - Compte-rendu annuel de concession Année 2021 -
Contrôle du service public délégué
Monsieur Dominique SIX, Adjoint au Maire expose :
Mesdames et Messieurs,
Sur proposition de Monsieur le Maire
En vertu de la loi du 15 juin 1906 sur les distributions d’énergie, les autorités concédantes sont responsables de l’organisation du service public de la distribution de l’énergie électrique et leur responsabilité est susceptible d’être engagée en cas de préjudice.
En tant que collectivité propriétaire des réseaux de distribution d’électricité sur une partie du territoire de la commune, la Ville de Niort a confié, par délibération n°2013-210 du 29 avril 2013, la gestion de ce service à ENEDIS (anciennement ERDF) pour une durée de 23 ans.
Le régime de la concession comprend également certaines attributions relatives à la fourniture d’électricité conformément à l’article L.121-5 du Code de l’Energie qui relèvent d’EDF sur le périmètre de la concession.
L’article L.2224-31 du Code général des collectivités territoriales (CGCT) dispose que les autorités organisatrices de la distribution d’électricité exercent la contrôle du bon accomplissement des missions fixées par le cahier des charges des concessions.
Le contrôle doit permettre de s’assurer que le délégataire respecte ses obligations contractuelles et ses engagements. Tous les aspects de la concession et de l’exploitation sont examinés avec une vigilance particulière portée à la sécurité des réseaux, à l’équilibre financier du contrat et à la qualité des services rendus aux usagers.
Pour ce faire, le délégataire doit transmettre avant le 30 juin de l’année suivante, le compte-rendu d’activité de l’année N-1 retraçant la totalité des opérations afférentes à l‘exécution de la délégation de service public et une analyse de la qualité de service. Ce rapport comporte des données économiques, tec
En application de l’article L.2143-2 du CGCT, le rapport de contrôle effectué par les services de la Ville, sur la base du compte rendu d’activités d’ENEDIS et d’EDF, pour l’année 2021, a été présenté pour avis, à la Commission Consultative des Services Publics Locaux (CCSPL), le 5 décembre 2022.
Il est demandé au Conseil municipal de bien vouloir :
- prendre acte de la transmission dans les délais du compte-rendu d’activité de la concession de distribution publique d’électricité pour l’année 2021 par ENEDIS et EDF ; - prendre acte du rapport de contrôle de la concession.
Monsieur Jérôme BALOGE, ayant le pouvoir de Monsieur Bastien MARCHIVE, n’ayant pas pris part à la délibération.
LE CONSEIL
ADOPTE
Pour : 42
Contre : 0
Abstention : 0
Non participé : 1
Excusé : 2
Le Maire de Niort
Signé
Jérôme BALOGE Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 1
Le présent rapport concerne uniquement le contrôle de la concession confiée à ENEDIS
RAPPORT DE CONTRÔLE 2022
(au titre des données de l’année 2021)
Concession pour la distribution publique d’électricité
Compte-rendu d’activité d’ENEDIS
pour le développement et l’exploitation du réseau public de
distribution d’électricité Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 2
SOMMAIRE
Introduction
Le système électrique français………………………………………………………………………………………….……... Page 3 L’organisation administrative des réseaux électriques………………………….…………………………………………….. Page 3 Les missions de service public………………………………………………………………….…………….…….…………. Page 3 L’obligation de contrôle…………………………………………………………………………………….…….…….…...… Page 3 La maîtrise d’ouvrage……………………………………………………………………………………….…….…….…..… Page 3
La concession au 31 décembre 2021
Le territoire de la concession……………………………………………………………………….…….…..………….……. Page 4 Le contrat de concession……………………………………………………………………………….…….…..………...…. Page 4 Quelques faits marquants en 2021 au plan national…………………………………………….…….….……….……….…... Page 4 Quelques actions locales en 2021…………………………………………………….……………………….………………. Page 4
Le Contrôle technique de la concession
Le patrimoine technique…......………………………………………………………………….……………… Page5
Le réseau moyenne tension HTA…………………….…………………………………………………...…………...…. Page 5 L’âge physique des réseaux HTA..…………….…….………………….………………………………..………..….…. Page 5 Les postes HTA-BT………..…………..………………………………………………………………..……..…….…… Page 6 Le réseau basse tension dit BT…………………………………………………………………….………………..……. Page 6 L’âge du réseau BT…………………………………………………………….…………………………………..……… Page 6
Les utilisateurs du réseau public de distribution d’électricité…………………… .………….……………… Page 7
Les consommateurs………………………………..………………………………………………………………………Page 7 La consommation d’énergie électrique...…………….…………………………………………………...…………...…. Page 7 Les producteurs d’énergies renouvelables……...…….………………….………………………………..………..….…. Page 7 Le raccordement des consommateurs…..………………………………………………………………..……..…….…… Page 7 Les réclamations des usagers……………………………………………………………………………………………… Page 8 Les usagers au tarif réglementé de vente (tarif bleu)……………………………………………………………………… Page 8 Les situations d’impayés………………………………………………………………………………………………….. Page 8 Les situations de réduction de puissance………………………………………………………………………………….. Page 8
La qualité de la fourniture d’électricité……………………..…………………… .………….……………… Page 9
La durée moyenne de coupure par usager………….……………………………………………………………………. ..Page 9 Les usagers à l’épreuve des coupures ...…………….…………………………………………………...…………...…. Page 9 La tenue de tension……………………………………….……………………………………………………… ..……. Page 10
Les investissements et travaux réalisés………………...........…………………… .………….…..………… Page 10
Les dépenses d’investissement…………………….......………………………………………………………..……… Page 10 Les compteurs communicants ;;;;;;……………………………………………………………………...…………....…. Page 11
Le contrôle comptable de la concession
Le patrimoine comptable au 31.12.2021…………….…………………………………………………...…………...…. Page 11
La valeur de remplacement ……..…………….…….………………….………………………………..………..….…. Page 11 Les provisions de renouvellement…………………………………………………………….……………………….... Page 12 Les origines du financement de la valeur brute…………………………………………………………………………. Page 12 Les droits du concédant……………………………………………..……………………….………………………….. Page 12 Le résultat d’exploitation…………………………………………………………….…………………………………. Page 13 La contribution à l’équilibre…………………….………………………………………….…………………………… Page 13 La participation au titre de l’article 8………………..……………………………………….…………………………. Page 14
Les axes du contrôle
Les points positifs…………………………………………………………………………………..…………………….Page 14
Les points négatifs………………………………………………………………………………………..……….......… Page 14 Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 3
L’organisation administrative des réseaux
électriques
Le cadre réglementaire de l’organisation de la distribution
publique de l’électricité a beaucoup évolué au fil du temps
en renforçant le rôle des collectivités locales. Dès la fin du
XIXème siècle, elles sont un maillon essentiel de la
distribution d’électricité.
Aussi, la loi du 5 avril 1884 relative à l’organisation
municipale déclare les communes compétentes pour
organiser les services publics locaux pour la distribution de
l'eau, du gaz ou de l'électricité. Elles sont désignées comme
propriétaire des lignes de distribution publique d’électricité
sur leur territoire. Cette disposition est toujours en cours.
Peu à peu, la production et la distribution de l’électricité
nécessitent des règles d’exploitation et de sécurité. La loi du
15 juin 1906 établit ces règles sous la forme de concession.
Néanmoins, lors de l’adoption de cette loi, il n’existe pas
encore de réseau de transport d’électricité à proprement
parler : le transport d'électricité sur de longues distances est
seulement en cours d’expérimentation à cette époque.
En milieu urbain, les concessionnaires sont en majorité des
sociétés privées qui rentabilisent le coût de création et
d’exploitation du réseau par le produit de la vente
d’électricité. Dès les premiers réseaux électriques en 1903,
le réseau des zones urbaines s’étend donc rapidement.
En revanche, l’électrification rurale ne commence qu’en
1920 et de manière hétérogène. Ici, ce sont les communes
ou leur groupement qui jouent un rôle moteur en supportant
la plus grande part des investissements. Parallèlement, des
coopératives d’électricité sont créées par des agriculteurs.
En 1934, les collectivités organisatrices des services publics
d’énergie se regroupent et créent la Fédération Nationale des
Collectivités Concédantes et Régies (FNCCR).
Après-guerre, la création d’un service public unique de
l’électricité devient alors une nécessité. La loi du 8 avril
1946 nationalise les entreprises privées de production, de
transport et de distribution de l’électricité et leur substitue
Electricité De France (EDF), établissement public à
caractère industriel et commercial. Elle confirme alors
l’existence du régime de la délégation de service public, par
le biais d’un contrat de concession, avec EDF uniquement.
Cette loi laisse toutefois subsister les régies et les
entreprises locales de distribution créées sous la forme de
société d’économie mixte ou de société coopérative.
De 2000 à 2006, l’ouverture progressive des marchés de
l’énergie à la concurrence renforce le rôle des autorités
concédantes de la distribution d’électricité.
La loi du 4 août 2008, dite de modernisation de l’économie,
relative au développement du très haut débit, autorise les
autorités organisatrices des réseaux de distribution
d’électricité à assurer, en complément des travaux qu’elles
réalisent sur ces réseaux, la maîtrise d’ouvrage et l’entretien
d’infrastructure de génie civil destinées au passage de
réseaux de communications électroniques.
La loi du 7 décembre 2010, dite loi NOME, prévoit la
réorganisation et la régulation de ce marché sur la base d'un
encouragement de la concurrence avec un principe de
réversabilité. Cette loi est basée sur un équilibre entre
régulation et respect d'une volonté européenne de mise en
concurrence des fournisseurs d'énergie.
Les missions de service public
Les missions de service public sont définies à l’article 1 de
la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au
développement du service public de l’électricité :
La contribution à l’indépendance et à la sécurité
d’approvisionnement, à la qualité de l’air et à la lutte
contre l’effet de serre, à la gestion optimale et au
développement des ressources nationales, à la
compétitivité de l’activité économique et à la maîtrise des
choix technologiques d’avenir, à la maîtrise de la
demande d’énergie et à l’utilisation rationnelle de
l’énergie
La cohésion sociale et la lutte contre l’exclusion, le
développement équilibré du territoire dans le respect de
l’environnement, la recherche et le progrès technologique
et la sécurité publique
La garantie de l’approvisionnement sur l’ensemble du
territoire de la concession
Le respect des principes d’universalité, d’égalité, de
continuité et d’adaptabilité dans les meilleures conditions
de sécurité, de qualité, de coûts et d’efficacité
économique sociale et énergétique.
Ces missions sont confiées à ENEDIS pour la distribution
publique et à EDF pour la fourniture d’électricité au tarif
règlement de vente (TRV).
L’obligation de contrôle
En tant que propriétaire, l’autorité concédante se doit de bien
connaître son patrimoine, de suivre son évolution et
d’assurer une mission de contrôle des concessionnaires
désignés. L’article L.2224-31 du Code Général des
Collectivités Territoriales dispose que « les autorités
concédantes exercent le contrôle du bon accomplissement
des missions de service public fixées par les cahiers des
charges de ces concessions ».
L’objectif du contrôle est de vérifier, grâce à des indicateurs
de performance, le bon accomplissement des objectifs de
gestion du service public d’électricité, notamment la qualité
des services rendus aux usagers tels que le traitement des
réclamations ou la qualité de l’électricité distribués.
La synthèse et l’analyse de ces données doivent également
permettre d’orienter les investissements et, à plus long
terme, dans la perspective de la fin du contrat de concession,
les conditions financières de sortie du contrat en fonction de
l’évolution et de l’état prévisible du patrimoine.
La propriété des ouvrages
L’article 46 de la loi de nationalisation de 1946 indique que
les collectivités locales sont propriétaires des installations
sur le territoire de la concession. Les limites de propriété
sont comprises entre les postes sources (limite entre RTE –
Réseau de Transport d’Electricité - et ENEDIS) et les
installations privées du client (compteur électrique ou
disjoncteur).
La maîtrise d’ouvrage
Les collectivités concédantes conservent le droit de faire
exécuter en tout ou partie à leur charge les travaux de
premier établissement, de renforcement et d’extension. Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 4
Conformément à la réglementation, le présent rapport effectué par l’autorité concédante est essentiellement basé sur l’intégration et l’analyse des données de contrôle fournies par les concessionnaires au titre de l’activité 2021.
Le territoire de la concession
Le réseau ENEDIS est réparti comme suit sur les 8 des 9
quartiers niortais où il est présent :
Centre-ville : 100 %
Goise Champclairot Champommier : 90 %
St Florent : 60 %
Clou-Bouchet : 55 %
Tour Chabot Gavacherie : 20 %
Nord et Souché : 10 %
Sainte Pezenne : 3 %
Sur l’autre partie du territoire (anciennes communes ayant
fusionné avec la commune de Niort entre 1964 et 1972), la
distribution publique d’électricité est gérée par le Syndicat
Intercommunal d’Energies des Deux-Sèvres (SIEDS),
propriétaire de son réseau.
Le contrat de concession
Date d’effet du contrat en cours : 24 mai 2013
(renouvellement du contrat précédent conclu en 1998)
Durée : 23 ans
Date de fin de contrat : 30 juin 2036
Au sens du cahier des charges de contrat de concession, le
terme « concessionnaire » désigne respectivement :
- ENEDIS, gestionnaire du réseau de distribution pour la
mission de développement et d’exploitation du réseau
public de distribution
- EDF pour la mission de fourniture d’énergie électrique
aux usagers bénéficiant des tarifs réglementés de vente
Quelques faits marquants en 2021 au plan national Quelques actions locales en 2021 Mise en œuvre des dispositions de l’arrêté NOME du 6
janvier pour une vision partagée des investissements sur les
réseaux de distribution électrique
Publication de la délibération de la CRE du 21 janvier 2021
portant décision sur le tarif d’utilisation des réseaux de
distribution d’électricité (TURPE 6 HTA/BT)
Décrets du 10 mai 2021 relatifs aux infrastructures de
recharges ouvertes au public pour les véhicules électriques
et les véhicules hybrides rechargeables
Loi n° 3021-1104 du 14 août 2021 portant lutte contre le
dérèglement climatique et renforcement de la résilience face
à ses effets
Décision de prolonger jusqu’à fin 2022 le protocole
d’accord relatif au versement de la part couverte par le tarif
(PCT) aux autorités concédantes.
Organisation par Enedis d’une visite de maintenance des
lignes électriques en hélicoptère sur l’aérodrome de Niort
avec des Elus des communes des Deux-Sèvres
Signature d’une convention de mécénat pour accompagner
le SDIS dans la création d’un plateau d’exercice aux
interventions avec réalisation d’un réseau HTA fictif
d’entraînement.
LA CONCESSION AU 31 DECEMBRE 2021 Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 5
Le patrimoine technique
1. Le contrôle technique de la concession
Cette première partie présente les principales évolutions de la concession sur les différents champs : patrimoine technique, usagers de la concession et clients EDF, consommations, production, incidents et qualité de fourniture, travaux d’investissement et de maintenance.
Le réseau moyenne tension HTA
Les lignes HTA permettent le transport de l’électricité à
l’échelle locale vers les petites industries, les PME et certains
commerces.
Elles font également le lien entre les clients et les postes de
transformations. Ces lignes ont une tension comprise entre
15 kV et 30 kV.
Le tableau ci-contre permet de visualiser l’évolution du réseau
HTA sur les 5 dernières années avec un taux d’augmentation de
0,22 % sur cette période. Ceci correspond principalement à des
travaux d’extension.
Au 31 décembre 2021, le réseau HTA représente 34,3 % du
réseau ENEDIS avec 134,5 km dont 91,5 % en souterrain.
On constate une stagnation des investissements sur la part
restante en réseaux fils nus (11 km) qui constitue la technologie
de réseau la plus vulnérable aux agressions extérieures.
Si ENEDIS s’engage à renouveler 2500 m de réseaux HTA
souterrains dans son programme d’investissement 2022-2025,
le remplacement des câbles nus ne constitue pas une priorité
pour le concessionnaire.
Il s’avère nécessaire d’exercer une vigilance particulière sur la
part restante en fils nus de faible section tout comme sur celle de
réseau souterrain isolé en câble papier imprégné qui représente
encore 6% du HTA.
L’âge physique des réseaux HTA
L’âge moyen du réseau de moyenne tension s’établit
globalement à 26,6 ans en 2021. Celui du réseau souterrain est
de 24 ans.
La valeur 40 ans constituant la durée d’amortissement des
réseaux HTA, 30 % du réseau moyenne tension a dépassé sa
durée de vie technique et sa durée d’amortissement industriel.
La persistance de ce taux sur les 4 derniers CRAC interroge sur
le rythme de renouvellement.
Le réseau aérien nu représente la part importante de ce réseau
ancien pour 98,6 %. Les 1,4 % du linéaire HTA de plus de 40
ans sont imputables au solde de souterrain isolé en câble papier
imprégné avec un âge moyen qui atteint 53 ans.
Le vieillissement du réseau est une conséquence directe de
l’absence de programme pluriannuel visant spécifiquement au
renouvellement des réseaux.
Les données fournis par Enedis n’apportent pas de précisions sur
les caractéristiques permettant d’observer l’impact et les points
de vulnérabilité liés au vieillissement du réseau HTA.
Point positif, presque une moitié du réseau HTA souterrain (43,7
%) est très jeune (moins de 20 ans).
18
1451
250
1571
2442
1 15
386
Extension Renouvellement
2017 2018 2019
2020 2021
Evolution du réseau HTA par mètre de
canalisation
122270 122325 122458 122675 123004 123036
11722 11722 11722 11558 11448 11448
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Souterrain Aérien nu
Evolution du linéaire de réseau par type
0%
20%
40%
2018 2019 2020 2021
≤ 1981 1982-1991
1992-2001 2002-2011
2012-2021
Evolution de l'âge du réseau HTA
47 km
43 km
41 km
37 km
2018
2019
2020
2021
Evolution du réseau HTA de moins de 10 ans Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 6
Les postes HTA-BT
Les postes HTA-BT convertissent la puissance électrique en
adaptant la moyenne tension en basse tension via les
transformateurs.
En 2021, la concession compte 247 postes.
Plus de 51 % des postes HTA-BT ont atteint 40 ans alors que la
durée d’amortissement est de 30 ans pour les transformateurs et
de 40 ans pour l’appareillage électrique.
Un inventaire précis devra être fourni par le
concessionnaire notamment sur les postes maçonnés ou sur poteau
relevant des technologies les plus âgées.
Le réseau basse tension dit BT
Le réseau basse tension achemine l’électricité depuis les postes
HTA-BT jusqu’aux usagers. La tension des lignes BT est de 230V
ou 400V.
Au 31 décembre 2021, le réseau BT représente 65,7 % du réseau
ENEDIS avec 235 307 km, soit une augmentation de 0,63 % par
rapport à 2020.
La part du linéaire enfoui représente 52 % du réseau. Ce taux
d’enfouissement est supérieur à la moyenne nationale qui se situe
à 48 %. On constate cependant qu’il progresse lentement autour
d’un point en 4 ans.
Le réseau BT est pour 48 % constitué de réseaux aériens dont 26
% en câbles torsadés isolés, technique de construction présentant
une bonne résistance aux aléas climatiques.
Le reste pour 22 % est en câbles nus. Ceux-ci ne sont résorbés que
lorsqu’ils présentent un niveau d’incidentologie élevé tels ceux de
faible section, souvent à l’origine de coupures d’électricité.
Ce réseau BT en fil nus de faible section, en diminution
progressive grâce au programme d’investissement d’ENEDIS, ne
représente plus que 44 m du linéaire aérien à fin 2021.
L’âge du réseau BT
En prenant la durée d’amortissement la plus longue (50 ans), 52
km du réseau BT a dépassé la durée comptable.
Au rythme constaté en 2021, la totalité du fil nu sera enfoui au
bout d’environ 60 ans (3,5 % sur les 4 dernières années). Sachant
que le réseau aérien nu est dix fois plus incidentogène que les
réseaux BT torsadés et souterrains, cette situation doit être
appréhendée et anticipée pour identifier les éventuelles fragilités
du réseau.
Pour le concessionnaire, l’âge n’est pas un critère de
renouvellement en soi. ENEDIS choisi d’orienter ses choix selon
des considérations technico-économiques (niveau de service,
optimisation des coûts) ou bien d’opportunités (aménagement de
voirie).
En cela, les efforts, au périmètre de la concession, ont été
concentrés prioritairement pour résorber le solde restant de fils nus
de faible section, particulièrement fragiles (- 92 % entre 2018 et
2021).
Le réseau souterrain est quant à lui plutôt récent comme le
démontre le tableau ci-contre avec 48 % de linéaires de moins de
20 ans).
A fin 2021, l’âge moyen de l’ensemble du réseau BT est de 26,6
ans.
748
703
616
352
241
44
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Longueur fils nus de faibles sections
(en m)
0%
20%
40%
60%
2018 2019 2020 2021
≤ 1981 1982-1991
1992-2001 2002-2011
2012-2021
Êvolution de l'âge du réseau BT
64181
24041
16794
17405 2012-2021
2002-2011
1992-2001
1988-1991
Age du réseau BT enfoui au 31.12.2021
50,8% 51,1% 51,6% 51,6% 52,0%
25,7% 25,8% 25,7% 25,7% 25,9%
23,5% 23,1% 22,4% 22,4% 22,1%
2017 2018 2019 2020 2021
Taux réseau BT aérien nu
Taux réseau BT aérien torsadé
Taux réseau BT souterrain
Evolution du linéaire de réseau BT par typologie
8,5% 7,3% 13,4%
19,4%
51,4%
<10 ANS
≥10
ANS ET <20 ANS
≥20
ANS ET <30 ANS
≥30
ANS ET <40ANS
≥40
ANS
Age des postes HTA-BT Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 7
Les utilisateurs du réseau public de distribution d’électricité
La valeur de la concession s’apprécie également en mesurant le degré de satisfaction de la clientèle. Les utilisateurs raccordés au réseau de distribution publique d’électricité sont les consommateurs qui soutirent de l’électricité au réseau et les producteurs, clients qui injectent de l’électricité sur le réseau.
Les consommateurs
La concession fait l’objet d’une augmentation continue des
raccordements de consommateurs au réseau publique de
distribution d’électricité ; ce qui témoigne d’une croissance
démographique constante. A fin 2021, elle comptabilise 27 614
usagers.
Ses usagers sont répartis selon différentes catégories tarifaires,
définies en fonction de la tension de raccordement et de la
puissance souscrite pour le site concerné. Le tarif majoritaire est
le « tarif bleu » raccordé en basse tension et dont la puissance
maximale souscrite est ≤ 36 kVA (99 % d’usagers).
La consommation d’énergie électrique
Les consommations d’énergie à l’échelle de la concession sont
portées à près de 50 % par les clients BT > 36 kVa et HTA.
Pour autant, la hausse globale de consommation de 5,4 %,
constatée entre 2020 et 2021, semble moins attribuable à la reprise
économique après la crise sanitaire qu’à un niveau bas de
températures en début et fin 2021 en contraste avec un hiver 2020
particulièrement doux (seulement 8 % pour les clients précités
contre 92 % pour les usagers ≤ 36 kVA).
Au-delà des notions d’aléas, les évolutions de consommations
devront permettre dans les prochains CRAC d’analyser l’impact
des actions de maîtrise d’énergie engagées.
Les producteurs d’énergies renouvelables
En 2021, on compte 164 producteurs d’énergies renouvelables à
l’échelle de la concession, constitués majoritairement par des sites
de productions photovoltaïques (+ 98 %).
Les autres installations de production type biomasse, biogaz et
cogénération sont au nombre de 2.
Elles produisent néanmoins 61,35 % de la totalité des énergies
renouvelables à l’échelle de la concession.
La puissance totale délivrée par les producteurs d’énergies
renouvelables est de 13 545 kVa pour une énergie injectée sur le
réseau de distribution égale à 13 313 Mvh.
A signaler : un écart de 6 producteurs photovoltaïques pour
l’année 2020 entre les CRAC présentés pour 2020 et 2021.
Le raccordement des consommateurs
On observe une hausse du nombre de raccordements sur la
puissance BT ⩽ 36 kVa en lien probable avec une reprise de
l’activité d’ENEDIS après une période de crise sanitaire de de
confinements. On peut cependant s’étonner du nombre de
raccordements quasi-identique au volume annuel pré-covid.
Les délais de réalisation des travaux ont été réduits en 2021 par
rapport à l’année précédente (cf. graphique ci-contre). Au niveau
national, le délai calendaire pour les travaux de raccordement sans
adaptation de réseau est de 84,9 jours.
En revanche, les délais de production des devis se sont allongés
considérablement (variation de 83,7 %).
Aussi, le taux de devis envoyé dans les délais de la procédure (3 à
6 mois selon les travaux) s’est sensiblement détériorés passant de
82,1 % à 71,4 %.
Cette dégradation de qualité de service à l’usager n’est pas
explicite au stade du CRAC. Un complément d’informations sera
demandé au concessionnaire.
190000000
200000000
210000000
220000000
230000000
240000000
26600
26800
27000
27200
27400
27600
27800
28000
2017 2018 2019 2020 2021
Consommation totale Nombre total de clients
Evolution des consommations
38,65%
61,35%
Puissance voltaïque
Autres
Répartition de l'énergie produite et injectée par type
de producteur (2021)
74
63
39
66
11
8
9
3
3
1
2018
2019
2020
2021 HTA BT>36kVA BT⩽36kVA
Nombre de clients en soutirage
185
118
81 66
2020 2021
avec extension
sans extension
Délai moyen de
raccordement (en jour)
9
17
2020 2021
Délai moyen de
production des devis
(en jour)
7433 11827
13545
138
148 164
2019 2020 2021
Puissance raccordée
Nbre de producteurs
26804 27041 27161 27297
234 241 246 249 70 70 69 68
2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1
Usagers ≤ 36kVA Usagers BT >36kVA Usagers HTA
E v o l u t i o n d u n o m b r e d ' u s a g e r s Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 8
Les réclamations des usagers
Le nombre global de réclamations des usagers reste constant par
rapport à 2020. La concession présente toujours un volume de
réclamations peu élevé avec 49 réclamations pour 10 000 usagers.
Les causes génératrices d’insatisfaction concernent
principalement les fournisseurs avec une hausse de 75 % des
réclamations sur les relèves. Cette propension, ressentie à l’échelle
nationale, serait en partie liée à des contestations de
consommation imputées aux compteurs Linky.
A l’inverse, les efforts fournis par ENEDIS pour réduire les délais
d’intervention en 2021 sont satisfaisants (- 34 % sur un an).
Evolution des réclamations par typologie
Les usagers au tarif réglementé de vente (tarif bleu)
Les tarifs réglementés de l'électricité en France sont les tarifs fixés
par l'Etat et proposés par l’opérateur EDF. Dans le cadre de la
concession, les tarifs proposés sont le tarif bleu résidentiel pour
les clients particuliers et le tarif bleu non résidentiel pour les
professionnels et collectivité.
Le recul du nombre d’usagers bénéficiant d’un Tarif Réglementé
de Vente (TRV) s’accentue en 2021 (- 11 % par rapport à 2020)
marquée par 2 485 résiliations contre 1 675 souscriptions.
Sur les 7 dernières années, de manière continue, le nombre
d’usagers aux tarifs régulés a diminué de 40 % du fait notamment
de l’accroissement et de la diversité des offres sur le marché de la
fourniture d’électricité.
Fin 2021, les bénéficiaires du tarif bleu (résidentiel et non
résidentiel) représentent 47 % des consommateurs raccordés au
réseau public de distribution (53 % à fin 2020 et 57 % à fin 2019).
Les situations d’impayés
Le graphique ci-contre rend compte des demandes de coupures
adressées par EDF au gestionnaire du réseau de distribution et des
coupures effectives à l’échelle de la concession.
On observe une hausse des situations de coupure pour impayés de
l’ordre de 30 % entre 2020 et 2021 malgré une rupture de la trêve
hivernale prolongée en pleine période sanitaire.
Depuis fin 2021, EDF ne procède plus à des coupures d'électricité
pour impayé mais uniquement à une réduction de la
puissance électrique.
Les situations de réduction de puissance
La demande de réduction de puissance n’intervient qu’à l’issue d
’une procédure de relance spécifique. La réduction de puissance
est maintenue pendant la trêve hivernale.
En 2021, parallèlement au nombre d’usagers en situation de
coupure, le nombre d’usagers en situation de réduction de
puissance pour impayés a augmenté (+ 12 %).
On constate néanmoins que le nombre de clients en situation de
réduction à fin d’année diminue de manière significative (-18%)
Le chèque énergie
Le chèque énergie, qui a remplacé au 1er janvier 2018 le Tarif de
Première Nécessité pour l’électricité et le Tarif Spécial de
Solidarité pour le gaz naturel, est une aide à l’énergie octroyée par
l’état aux revenus les plus modestes.
Le chèque énergie est attribué automatiquement à tous les foyers
éligibles en fonction des ressources fiscales et de la composition
du ménage. Il se distingue par le fait de servir au règlement de
toute source d’énergie comme le bois, le fioul.
A l’échelle de la concession, le nombre de clients particuliers pour
lesquels un chèque énergie a été pris en compte par le fournisseur
historique EDF a diminué de 3,7 % par rapport à 2020.
2017 2018 2019 2020
Raccordement 13 12 3 9
Relève et
facturation 77 46 65 40
Accueil 2 1 1 1
Intervention 157 55 39 65
Qualité de
fourniture 6 22 21 20
Total 255 136 129 135
21457 20367
18462 17295
15826 14627
12943
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Evolution du nombre de clients au tarif bleu
General k€ General k€ General k€ General k€ General k€ General k€
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Recettes en k€ liées au TRV
146
289 240
163 183
126 184 62 39 32
2017 2018 2019 2020 2021
Nbre de réductions de puissance effectuées en cours d'année
Nbre de clients en situation de réduction de puissance à fin
d'année
1095
138
4
1462
1408
2018
2019
2020
2021
Bénéficiaires du chèque énergie sur la
concession
565 498
288
105 140 178 81 164 61 96
2017 2018 2019 2020 2021
Nbre coupures demandées p/fournisseur Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 9
La qualité de la fourniture d’électricité
Le décret n° 2007-1826 du 24.12.2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de distribution et de transport d’électricité fixe les seuils de taux d’usagers pour assurer une qualité de distribution selon 2 composantes : la continuité de fourniture (coupures d’électricité) et la qualité de tension (notamment la tenue aux contraintes de puissance).
L’étude des coupures longues des réseaux HTA et BT permet d’analyser la continuité de fourniture, et celle de la tenue de tension (à partir de méthode statistique GDO-SIG) de déterminer les « clients mal alimentés » (CMA) La durée moyenne de coupure par usager
Un des indicateurs pour mesurer la qualité du réseau est la durée
annuelle moyenne de coupure par installation de consommation
raccordée en BT. Egalement appelé Critère B, cet indicateur de
qualité est adopté par l’ensemble des gestionnaires de réseau de
distribution d’électricité. Il permet essentiellement de mettre en
évidence la sensibilité des réseaux aux agressions extérieures ainsi
que le niveau de réactivité déployée par le concessionnaire pour
réalimenter les usagers coupés et réparer les dégâts sur le réseau
Le graphique ci-contre présente les résultats du critère B, c’est–à-
dire la durée moyenne annuelle de coupure pour les usagers de la
concession. Sur les 4 dernières années, le critère B est en moyenne
de 16 minutes ; ce qui révèle une bonne qualité de fourniture (la
moyenne nationale est de 60 mn).
Sur l’année 2021, on constate une augmentation du critère B HIX
(hors évènement exceptionnel) de 9 %. les incidents représentent
48,6 % du temps moyen de coupure. Leur cause est
majoritairement liée à une défaillance des ouvrages. Le temps
moyen de coupure pour travaux est légèrement en hausse (+ 5 %)
avec 42,6 % du temps de coupure sur le réseau BT et 8,7 % sur le
réseau HTA.
Les usagers à l’épreuve des coupures
Dans son contrat de service public avec l’Etat, le concessionnaire
s’est engagé à respecter depuis 1995, les standards de continuité
de fourniture suivants :
aucun usager ne doit subir plus de 6 coupures longues
aucun usager ne doit subir plus de 30 coupures brèves
aucun usager ne doit subir plus de 70 coupures très brèves
Les données du CRAC concernant la fréquence moyenne de
coupures par installation de consommation (nombre moyen de
coupures divisé par nombre d’usagers à la maille mesurée) sont
présentées en fonction de la durée (longue ou courte)
Les fréquences constatées à la maille de la concession présentent
une tendance à la baisse tant des coupures longues que des
coupures brèves. Les données sur les microcoupures (<1s),
pratiquement invisibles à l’œil nu mais qui entraînent des pertes
de fichier par exemple, sont indisponibles.
Sur le graphique ci-contre, on observe qu’entre 2020 et 2021, plus
du double des usagers ont subi une coupure de plus de 5 heures
cumulées sur l’année alors les coupures de moindre durée (<
3 heures cumulées sur l’année) ont diminuée. L’analyse du CRAC
démontre que le nombre de clients coupés plus de 5 heures
cumulés correspond au nombre de clients coupés pendant 5
heures consécutives toutes causes confondues.
Ces résultats font apparaître la nécessité pour ENEDIS de mener
des actions en vue de renforcer le réseau HTA. Un diagnostic de
ce réseau devra être réalisé par le concessionnaire dans un délai
raisonnable pour intégrer au programme pluriannuel des
investissements les travaux de renforcement du réseau.
13,3 18,2 16,8
18,3
58,5
64,0
64,4
56,0
2018 2019 2020 2021
Origine RTE
travaux réseau
BT
travaux réseau
HTA
Incid. Réseau
BT
Incid. Réseau
HTA
Incid. Poste
Temps
coupure
total
Décomposition du critère B HIX en comparaison
avec la moyenne nationale
0.1
0.5
0.6
0.8
0.2
0.2
0
0.1
0.3
0.1
0.4
0.1
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Fréquence coupures longues (>3min)
Fréquence coupures brèves (de 1 s à 3 min)
Fréquence des coupures par usager
897
645
542
429
1030
865
49
171
49
171 158
524
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Coupés pdt plus de 3 heures cumuléers
Coupés pdt plus de 5 heures cumulées
Nombre d'usagers affectés par les coupures Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 10
Les investissements et travaux réalisés
La tenue de la tension
En basse tension, un client est dit « mal alimenté » (CMA) lorsque
la tension, à son point de livraison, au moins une fois par an et
hors circonstances exceptionnelles, se situe en dehors de la plage
de tension contractuelle de + 10 % ou de – 10 % par rapport à la
tension nominale 230/400. Le taux à respecter est fixé à 3 %.
Le nombre d’usagers mal alimentés est évalué à partir d’une
méthode de calcul appelée « méthode GDO-SIG», outil statistique
qui établit un profilage des consommations moyennes des
abonnés. Les limites et imprécisions de cette méthode sont
signalées par les autorités organisatrices de la distribution
d’électricité bien que, avec l’arrivée des compteurs Linky, les
données de consommation sont plus fiables.
A la maille de la concession, le taux de clients dont la tension
d’alimentation est inférieure au seuil minimal de tension
admissible est négatif.
À fin 2021, le taux de départs présentant une forte chute de tension
sur la concession, soit supérieur à la chute de tension admissible,
est nul.
Conformément au contrat de concession, ENEDIS investit pour le développement, la sécurisation, l’entretien et la modernisation du réseau électrique sur le périmètre concédé.
Les dépenses d’investissement
Les investissements réalisés par ENEDIS sur les biens concédés,
localisés et non localisés, sont de 4 sortes :
- les investissements de raccordement des consommateurs et
producteurs
- les investissements pour la performance du patrimoine :
renforcement, restructuration, modernisation
- les investissements relatifs aux exigences environnementales et
réglementaires : travaux d’intégration des ouvrages, sécurité
réglementaire,…
D’après les informations communiquées par ENEDIS, les
investissements consentis en 2021 sur la concession s’élèvent à
1 512 k€ dont 886 k€ d’investissements délibérés (c’est-à-dire
hors sollicitations des clients et/ou du concédant).
Les investissements sont en augmentation de 33,6 % entre les 2
derniers CRAC.
Parmi les axes principaux de la politique d’investissements :
- 47 % de l’enveloppe consacrée à l’amélioration du patrimoine
concerne le renouvellement des câbles HTA souterrain CPI et 18
% concerne le remplacement de câble BT fils nus
- 45 % d’augmentation pour les travaux de raccordement dont
celle des nouveaux producteurs
- une baisse progressive des investissements pour les compteurs
communicants dont le déploiement arrive à son terme
Au titre du schéma directeur des investissements élaboré
conformément aux stipulations de l’article 10 du cahier des
charges du contrat de concession de distribution de l’électricité,
les dépenses réalisées au niveau du programme pluriannuel 2018-
2021 s’élève à 6 484 k€ dont 38 % ont été affectés à des travaux
de performance et de modernisation (2 441 k€).
Se pose la question si les 570 k€ pour les travaux
d’investissements délibérés liés à la performance du réseau,
inscrits par ENEDIS sur la prochaine PPI 2022-2025 pour les
travaux d’investissements délibérés liés à la performance du
réseau est adaptée aux besoins de renouvellement des lignes HTA
et BT.
2
17
7
0
2018 2019 2020 2021
Evolution du nombre de CMA
0,0% 0,0% 0,2% 0,0% 0,1% 0,1%
0,0% 0,0%
2018 2019 2020 2021
Taux de départs HTA>5%
Taux de départs BT>10%
Départs en contraintes de tension
1 067 k€ 970 k€ 1 132 k€
1 512 k€
2018 2019 2020 2021
Evolution des investissements d'ENEDIS sur
la concession
534 k€
410 k€ 315 k€ 477 k€
725 k€
158 k€
161 k€
148 k€
189 k€
151 k€
55
0
2
0
10
418 k€
342 k€
431 k€
382 k€
553 k€
639 k€
154 k€ 74 k€
83 k€
73 k€
747 k€
571 k€ 465 k€
666 k€
886 k€
1 804 k€
1 067 k€ 970 k€
1 131 k€
1 512 k€
2017 2018 2019 2020 2021
Linky
Raccordements
Investissements logistiques
Exigences environnemetales
Performances et modernisation
s/total Investissements délibérés
Total
Evolution des investissements Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 11
Les compteurs communicants
A fin 2021, le déploiement des compteurs communicants, démarré
en 2015, est arrivé à son terme. A l’échelle nationale, ce sont 90
% des foyers qui sont équipés, ce qui représente 34,3 millions de
compteurs nouvelle génération.
Les interventions à distance, développées grâce aux compteurs
Linky, facilitent désormais les prestations de mises en service et
de résiliations.
Par voie de conséquence, le taux de réalisation dans les délais de
ces prestations courantes et chronophages est nettement atteint.
2. Le contrôle comptable de la concession
Le régime de la concession repose sur la mise en exploitation des ouvrages de distribution appartenant aux collectivités locales. L’exploitant ENEDIS est chargé, pour le compte de la collectivité, d’entretenir et de maintenir dans l’état initial les ouvrages qui lui ont été remis en vue de fournir de l’énergie électrique. La présente partie vise à analyser les principales évolutions en matière de valeur comptable des ouvrages, de droits du concédant et de résultat d’exploitation.
Le patrimoine comptable au 31.12.2021
La valeur du patrimoine s’exprime en termes de valeur brute et de
valeur nette (non amortie) des ouvrages concédés ainsi que des
montants de provisions pour renouvellement.
La valeur brute des ouvrages correspond à une estimation de leur
valeur historique d’achat élaborée au niveau national et adaptée à
la maille de la concession. Les ouvrages réalisés par le
concessionnaire sont immobilisés à leur coût d’achat.
La valeur nette des ouvrages correspond à la valeur brute moins
les amortissements pratiqués
A fin 2021, le patrimoine concédé est valorisé à 41 318 k€ (+ 630
k€ par rapport à 2020, soit + 1,5 %). L’accroissement du
patrimoine se répartit principalement sur les canalisations BT (+
229 k€) et les canalisations HTA (+ 137 k€).
Au 31 décembre 2021, la valeur brute du patrimoine concédé est
constituée de :
- 21 693 k€ de valeur nette comptable
- 19 625 k€ d’amortissement
La valeur nette totale des ouvrages non localisés représente 26,7
% de la valeur nette totale du patrimoine de la concession. Ce qui
induit pour le concessionnaire une obligation de poursuivre ses
travaux d’amélioration de la localisation des ouvrages. A noter
que, depuis 2018, les ouvrages non localisés sont retirés de
l’inventaire comptable que lorsqu’ils sont physiquement mis en
retrait.
Le taux d’amortissement des ouvrages continue de progresser
pour atteindre 47,5 % en 2021, soit plus de 15 % entre 2018 et
2021. La valeur brute sur la même période augmente de 8%.
L’amortissement progressant plus vite que la valeur brute, le
vieillissement des ouvrages s’accentue.
La valeur de remplacement
La valeur de remplacement représente l’estimation, à fin 2021, du
coût de remplacement des ouvrages concédés. Elle est calculée à
partir de la valeur brute historique des ouvrages concédés et
réévaluée chaque année sur la base d’indices spécifiques.
En 2021, la valeur de remplacement de l’intégralité des ouvrages
atteint 56 211 k€, soit une progression de 1,8 % par rapport à
2020.
97,6%
99,0%
98,7%
99,0%
98,4%
99,1%
99,7%
99,7%
2018
2019
2020
2021
Taux de résiliation dans les délais
Taux de mises en service dans les délais
Evolution des délais des prestations
Canalisation
HTA
26%
Canalisation BT
22%
Postes &
transformateurs
HTA-BT
13%
Comptage
9%
ouvrages de
branchements
29%
Autres biens
1%
Répartition de la valeur brute par type d'ouvrage
22 463 21 364 21 396 22 021 21 693
16 979 17 035 17 746 18 667 19 625
2017 2018 2019 2020 2021
Valeur nette Amortisement
Valorisation du patrimoine concédé (en k€)
52 320
53 375
55 204
56 211
2018 2019 2020 2021
Evolution de la valeur de remplacement
(en k€) Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 12
Les provisions pour renouvellement
La provision pour renouvellement est destinée à compléter
l'amortissement industriel normalement comptabilisé afin de
reconstituer la valeur de remplacement de l'ouvrage. Cette
obligation est fixée à l’article 10 du cahier des charges du contrat
de concession.
Les provisions pour renouvellement permettent au
concessionnaire de faire face à son obligation de renouveler les
biens de retour pour couvrir la différence entre leur valeur
d’origine et leur coût de remplacement à l’identique à
fonctionnalités et capacités identiques.
In fine, il s’agit d’une écriture comptable relativement complexe
qui peut se résumer comme suit :
PR = valeur de remplacement à l’identique – valeur d’origine
On constate que les provisions pour renouvellement continuent de
baisser lentement mais de manière inéluctable. La première raison
est que les ouvrages anciens qui portaient ces provisions sont peu
à peu remplacés. La seconde provient du fait de l’allongement de
la durée de vie de certains biens (exemple : en 2019, ENEDIS a
réévalué la durée de vie des colonnes montantes à 60 ans contre
40 ans précédemment).
Il est important de souligner que le nouveau modèle de cahier des
charges établi fin 2017 par un accord entre la FNCCR, ENEDIS
et EDF, prévoit l’abandon des dotations aux provisions pour
renouvellement, en contrepartie de garanties d’investissements à
moyen et long termes.
Les origines du financement de la valeur brute
Les origines du financement concourent à la constitution du droit
du concédant
Il est important de signaler que l’inventaire comptable des
ouvrages établi dans le CRAC par le concessionnaire ne précise
pas l’origine des financements par ouvrage (concessionnaire,
concédant, tiers). En conséquence, l’autorité n’a donc pas la
possibilité de contrôler la sincérité du bilan des actifs et passifs de
la concession et particulièrement les données du calcul pour les
droits du concédant.
La seule information concerne les apports externes nets
correspondent aux ouvrages apportés par le concédant ou les tiers
et mis en service dans l’année. À noter que, le cas échéant, les
colonnes transférées en application de la loi Elan, sont intégrées
dans cette colonne, puisque réputées comme financées par le
concédant.
Le total des apports externes nets (concédants et tiers) indiqués
dans le CRAC est négatif (-144 k€).
Les droits du concédant
Les droits du concédant – à récupérer le patrimoine du domaine
public concédé - représentent la valeur des biens mis en
concession à titre gratuit (biens en provenance du concédant ou de
tiers). Cette fraction des immobilisations nettes n’aura donc pas à
être indemnisée en fin de contrat.
Ils se calculent à partir de la valeur nette comptable du patrimoine
concédé duquel sont déduits les financements du concessionnaire
non amortis et auxquels sont ajoutés les financements du
concédant, reconstitué pour son compte par le concessionnaire à
travers l’amortissement.
L’allongement des durées d’amortissement induit un allongement
de la durée de récupération des financements et donc une
augmentation de l’indemnité à verser au concessionnaire en cas
d’interruption ou de non-renouvellement de la concession.
Les droits du concédant nets, en baisse par rapport à 2020,
s’élèvent à 16 131 k€ au 31 décembre 2021.
4 820 k€
4 126 k€
3 937 k€
3 764 k€
3 742 k€
3 692 k€
3 561 k€
3 525 k€
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Evolution des provisions pour renouvellement
constituées
Réseau
HTA
22,70%
Réseau BT
41,70%
Postes
HTA/BT +
tranformat
eurs
35,60%
Répartition
des provisions
pour
renouvellement
à fin 2021
Canalisation HTA
Canalisation BT
Postes &...
Comptages
Branchements
Autres bien localisés
Biens non localisés
-200 -100 0 100 200 300
Apports concédants & tiers Apports ENEDIS
Variation actifs concédés au cours de
l'année 2021
21 693 k€
13 577 k€
-8 015 k€
16 131 k€
Valeur nette des ouvrages
Valeur nette des ouvrages
financés par le concédant
Amortissement des ouvrages
financés par le concédant
Droits du concédant
Décomposition des droits du concédant au
31.12.2021 (en k€)
-0,4% Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 13
Le résultat d’exploitation de la concession
Les éléments financiers d’exploitation ne rendent pas compte d’un
équilibre économique qui serait exclusivement local.
La plupart des recettes sont des valeurs restituées directement au
périmètre de la concession à partir des systèmes de facturation :
recettes d’acheminement, de raccordement, de prestations. En
revanche, les autres produits correspondent aux montants
comptabilisés par chaque direction régionale dans le cadre de l’
exécution de prestations annexes et affectés à la concession au
prorata du nombre de clients.
Au terme de l’exercice 2021, les produits d’exploitation ont
progressé de 6 % pour atteindre 10 635 k€. La majeure partie des
recettes réside dans les recettes d’acheminement (81,8 %).
L’ensemble des recettes affiche un taux d’augmentation autour de
5 % hormis les recettes de raccordement qui ont progressé de
manière exceptionnelle de 35 %
Les reprises sur amortissement et provision ont quant à elles
diminuées.
Les charges d’exploitation sont au contraire des produits calculées
à hauteur de 75 % à partir de clés de répartition appliquées à des
montants de dépenses collectées au périmètre de la direction
régionale d’ENEDIS (cf. p. 98 du CRAC).
73% des charges d’exploitation sont calculées à partir d’une clé
de répartition (cf. page 98 du CRAC), qui est appliquée à des
montants collectés au périmètre de la Direction Régionale
d’ENEDIS.
L’exercice 2021 est marqué par une hausse des charges
d’exploitation par rapport à 2020 : + 7%.
Les charges relatives aux impôts et taxes (- 9%) et les dotations
d’exploitation (- 1,4%) diminuent par rapport à 2020 tandis que
les autres augmentent :
- la consommation de l’exercice en provenance de tiers
(+ 13,5%)
- les charges centrales (+ 3%)
- les charges de personne (+ 5%)
- et les autres charges (+ 16%).
Concernant les charges de personnel, le nombre d’ETP affecté à
la maille de la concession n’est pas connu. Il n’est donc pas
possible d’apprécier l’évolution de ce poste de charge.
On constate une hausse des consommations à l’échelle nationale
de 16 % des charges « accès réseau » et de 35 % des « achats
d’énergie ». On observe également une stagnation des
dotations de manière globale.
Le résultat d’exploitation de la concession est positif et s’établit à
+ 1 587 k€ (hors contribution à l’équilibre).
La contribution à l’équilibre
La contribution illustre le lien essentiel entre les concessions qu’
est l’unicité du tarif d’acheminement sur l’ensemble du territoire.
Si une concession se situe, proportionnellement à ses recettes
régulées au-delà de cet équilibre, ENEDIS applique une charge
appelée « contribution à l’équilibre » qui consiste à ramener la
concession au niveau moyen. Inversement dans le cas d’une
concession qui se situe au-deçà de l’équilibre global, ENEDIS
affecte le produit équivalent.
La contribution à l’équilibre a présenté un solde négatif de
1 106 k€ en 2021 ; ce qui signifie que la concession contribue à
hauteur de ce montant à la péréquation nationale.
2019 2020 2021
Total des produits
d'exploitation - total des
charges d'exploitation
1 414 K€ 1 606 K€ 1 587 K€
Charges supplémentaires 698 K€ 887 K€ 481 K€
Produit supplémentaire 0 K€ 0 K€ 0 K€
Total des produits - total
des charges (y compris
contribution à l'équilibre)
716 K€ 719 K€ 1 106 K€
8 043 k€
350 k€
369 k€
320 k€
433 k€
151 k€
134 k€
157 k€
165 k€
855 k€
828 k€
823 k€
845 k€
1 094 k€
608 k€
506 k€
394 k€
28
96
57
92
2018
2019
2020
2021
Autres produits divers reprises sur amort. et prov.
Production stockée Autres recettes
Recettes de raccordements recettes d'acheminement
Evolution des produits d'exploitation)
8 665 k€ 8 461 k€ 9 049 k€
-
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
2019 2020 2021
Consommation de tiers Impôts et taxes
Personnel Dotations d'exploitation
Autres charges Charges centrales
Evolution des charges d'exploitation
4 800 k€
457 k€
1 008 k€
2 048 k€
252 k€
484 k€ Consommation de tiers
Impôts et taxes
Personnel
Dotations d'exploitation
Autres charges
Charges centrales
Répartition des charges en 2021 : 9 049 k€ Direction de l’Espace Public – Service Organisation du Domaine Public – Rapport de contrôle concession de distribution d’électricité CRAC 2021– p. 14
La participation au titre de l’article 8
L’article 8 du cahier des charges de concession relatif à
l’intégration des ouvrages électriques dans l’environnement
permet l’allocation d’une enveloppe financière annuelle par
ENEDIS pour l’enfouissement ou l’effacement des réseaux.
En 2021, la participation s’est élevée à 27 649 € alors qu’elle était
nulle en 2020. On observe cependant que sur les exercices
antérieurs à 2019, le taux de participation étant plus conséquent.
Points positifs Points négatifs
84 881 €
73 173 €
152 €
0 €
27 649 €
2017
2018
2019
2020
2021
Variation du montant de la participation
LES AXES DU CONTROLE
La persistance d’un inventaire incomplet (environ
30 % d’ouvrages non localisés)
Un taux faible d’usagers mal alimentés, indicateur
d’un niveau maximal de qualité de l’électricité
transportée
Augmentation des linéaires des réseaux souterrains
L’absence d’un programme spécifique visant à
supprimer l’aérien nu pour renforcer la résistance du
réseau et améliorer l’esthétisme urbain
Divers indicateurs de qualité de service non élaborés
à la maille de la concession (ex. : élagage)
Le taux d’amortissement des ouvrages de la concession
continue d’augmenter, ce qui traduit un vieillissement
global des infrastructures
Les limites de l’information communiquée au titre de
l’inventaire : des informations transmises sous une
forme agrégée qui ne permettent pas d’établir un bilan
de la concession de manière exhaustive
La réduction des délais d’interventions
Des résultats en termes de continuité de fournitures qui
respectent la règlementation en vigueur
Un effort financier en faveur de la fiabilité des
ouvrages par le renouvellement de certaines
technologies de câbles BT
L’origine des financements (concessionnaire, concédant,
tiers) non communiquées par immobilisation