Bureau 413/MCB
./.
6, Cours des Roches - B.P. 226 - Noisiel - 77441 Marne la Vallée Cedex 2
Tel.
01.64.80.88.88
Fax
01.64.80.88.53
L
e
P
résident
N°/G/166/12-0577 B
NOISIEL, le
11 SEP. 2012
N° 12-0232 R
RECOMMANDE AVEC A.R.
Madame la Président,
Je vous prie de bien vouloir trouver ci-joint le rapport comportant les observations
définitives arrêtées par la chambre régionale des comptes d’Ile-de-France sur la gestion du
Syndicat intercommunal de la périphérie de Paris pour l’électricité et les réseaux de
communication (Sipperec).
Il est accompagné de la réponse reçue à la chambre dans le délai prévu par l’article
L. 243-5, alinéa 4, du code des juridictions financières
.
Il vous appartient de transmettre ce rapport et la réponse jointe à l’assemblée
délibérante. Conformément à la loi, l’ensemble doit :
1. faire l’objet d’une inscription à l’ordre du jour de la plus proche réunion de
l’assemblée ;
2. être joint à la convocation adressée à chacun de ses membres ;
3. donner lieu à débat.
Dès la plus proche réunion de l’assemblée, le document final sera considéré comme
un document administratif communicable à toute personne en faisant la demande, dans les
conditions fixées par la loi n° 78-753 du 17 juillet 1978.
P.J. :
1
Madame la Présidente
du Sipperec
193-197, rue de Bercy
75582 PARIS CEDEX 12
Bureau 413/MCB
2
Vous voudrez bien informer le greffe de la chambre de la date à laquelle le rapport
d’observations et la réponse jointe auront été portés à la connaissance de l’assemblée
délibérante.
Enfin, je vous précise qu’en application des dispositions de l’article R. 241-23 du
code précité, le rapport d’observations et la réponse jointe sont transmis au préfet de la
Région Ile-de-France, Préfet de PARIS et au directeur régional des finances publiques d’Ile-
de-France et du département de PARIS.
Veuillez agréer, Madame la Présidente, l’expression de ma considération distinguée.
Jean-Yves BERTUCCI
S2-2120307 : BB
1/38
RAPPORT D’OBSERVATIONS DEFINITIVES
SYNDICAT INTERCOMMUNAL DE LA PERIPHERIE
DE PARIS POUR L’ELECTRICITE ET
LES RESEAUX DE COMMUNICATION
(Sipperec) (75)
*****
Exercices 2006 et suivants
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2/38
Ce rapport s’inscrit dans le cadre d’une enquête des juridictions financières sur les concessions
de distribution d’électricité et s’attache, de ce fait, exclusivement à l’analyse des relations entre
le syndicat intercommunal de la périphérie de Paris pour l’électricité et les réseaux de
communication (Sipperec), autorité concédante, et son concessionnaire, Electricité Réseau
Distribution France (ERDF), même si l’objet de cette concession porte également sur la
fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente.
Bien que les activités de distribution de gaz et d’électricité soient à l’origine des premières
concessions de service public, le régime juridique de la distribution publique d’électricité est
aujourd’hui largement dérogatoire au droit commun des concessions. Le Sipperec ne peut mettre
en concurrence son concessionnaire historique, ERDF, qui dispose d’un monopole légal. Alors
que le concessionnaire s’engage normalement sur un niveau de prix et de qualité du service
rendu, dans le cas des concessions d’électricité, le prix est fixé de façon exogène. Le syndicat,
pour les opérations d’enfouissement, et le concessionnaire, pour le développement et le
renouvellement du réseau, disposent, tous les deux, d’une capacité de maîtrise d’ouvrage.
Le Sipperec, syndicat mixte fermé depuis 2006, est devenu, en mars 2012, un syndicat mixte
ouvert à la carte, organisé autour de deux activités essentielles : autorité concédante de la
distribution d’électricité, sa compétence fondatrice, et autorité organisatrice des réseaux urbains de
communication électronique. La présentation de ses comptes devrait retracer séparément ses deux
principales compétences (électricité et télécoms) et mieux séparer les activités exercées pour son
propre compte de celles exercées pour le compte de tiers (groupement de commande, maîtrise
d’ouvrage sur réseaux de télécommunication, par exemple). Une présentation par fonctions de ses
comptes devrait être d’autant plus aisée à mettre en oeuvre que le syndicat s’est doté, depuis 2007,
d’une comptabilité analytique.
Au cours de la période sous revue, la qualité du service rendu par le concessionnaire s’est
légèrement dégradée, tout en demeurant largement au-dessus des normes réglementaires. Celles-
ci apparaissent, il est vrai, peu contraignantes et pas toujours adaptées aux spécificités d’une
concession urbaine comme celle du Sipperec. La reprise des investissements d’ERDF depuis
2001, après une longue période de baisse, devrait empêcher la dégradation de la qualité. Dans le
respect des priorités qu’il serait souhaitable de définir en commun en matière d’investissement,
l’autorité concédante devrait, toutefois, veiller à obtenir de son concessionnaire des engagements,
suffisamment précis pour être contrôlables, sur un programme pluriannuel d’investissement. La
conférence des maîtres d’ouvrage, prévue par la loi
« Nome »
, n’a jamais été réunie en Île-de-
France, alors qu’elle constitue la seule instance permettant de faire converger les priorités des
autorités concédantes et celles de leur concessionnaire.
La qualité de l’information financière et comptable fournie par le concessionnaire peut être
encore améliorée. La lisibilité des données fournies est altérée par de fréquents changements
de méthodes comptables, ce qui ne permet pas de comparer dans le temps les performances
du concessionnaire sur des bases homogènes.
Enfin, un certain nombre de différends devraient être tranchés avant toute évolution
éventuelle du cadre juridique actuel. Il existe, en effet, des divergences d’interprétation sur la
propriété de certains biens essentiels de la concession. De même, l’absence d’inventaire de la
concession faisant apparaître les biens propres, les biens de retour par origine de financement
(concédant, concessionnaire, provisions pour renouvellement) rend impossible le contrôle de
la dotation aux provisions de renouvellement et le calcul d’un éventuel «
ticket de sortie
» de
la concession.
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- S O M M A I R E -
RAPPEL DE LA PROCEDURE
.........................................................................................................................
4
PRESENTATION GENERALE
..........................................................................................................................
4
I- LE REGIME DES CONCESSIONS DE DISTRIBUTION D’ELECTRICITE EST PORTEUR DE
NOMBREUSES AMBIGUITES
......................................................................................................................
7
1.1.
U
N REGIME DEROGATOIRE AU DROIT COMMUN DES CONCESSIONS
.............................................................
7
a) L’autorité concédante ne peut choisir son concessionnaire
........................................................................
7
b) L’autorité concédante et le concessionnaire ne maîtrisent ni les prix ni l’équilibre économique et
financier du contrat
....................................................................................................................................
7
c) L’autorité concédante est chargée du contrôle de son concessionnaire
......................................................
8
1.2.
P
ARTAGE DE LA CAPACITE DE MAITRISE D
’
OUVRAGE ENTRE L
’
AUTORITE CONCEDANTE ET LE
CONCESSIONNAIRE
..........................................................................................................................................
9
1.2.1. Les dispositions légales
..............................................................................................................................
9
1.2.2. Les stipulations contractuelles
..................................................................................................................
9
1.2.3. Le cas particulier de l’éclairage public
...................................................................................................
10
1.3.
D
ES DIFFERENDS RELATIFS A LA DELIMITATION DU PATRIMOINE DU SYNDICAT
......................................
11
1.3.1. Concédant et concessionnaire se disputent la propriété de certains biens essentiels de la concession
... 11
a)
Les communes, à l’origine de l’organisation des réseaux de distribution électrique, en sont légalement
les propriétaires
.........................................................................................................................................
11
b)
Il existe, toutefois, des divergences d’interprétation quant à la propriété de certains biens, ou parties
de biens, de la concession
..........................................................................................................................
12
1.3.2. L’autorité concédante ne dispose pas d’une connaissance exhaustive du patrimoine de la concession
et du statut de chaque bien
.......................................................................................................................
13
II- ROLE DU SYNDICAT
.................................................................................................................................
15
2.1.
L
ES STATUTS DU SYNDICAT SONT CONFORMES AUX DISPOSITIONS JURIDIQUES EN VIGUEUR
.........................
15
2.2.
L
ES DIFFERENTES COMPETENCES DU SYNDICAT MOBILISENT INEGALEMENT SES RESSOURCES HUMAINES ET
FINANCIERES
.................................................................................................................................................
16
2.2.1. Certaines activités ont un impact limité sur les ressources du syndicat
...............................................
16
2.2.2. Deux activités au coeur de ses compétences d’autorité organisatrice : la maîtrise d’ouvrage des travaux
d’enfouissement et le contrôle du concessionnaire
....................................................................................
17
2.3.-
L
ES COMPTES NE DONNENT PAS UNE IMAGE FIDELE DU RESULTAT DE FONCTIONNEMENT
...........................
20
2.3.1. La présentation et la lisibilité des comptes du Sipperec doivent être améliorées
.................................
20
2.3.2. La situation financière du syndicat
.........................................................................................................
23
III- LES OBLIGATIONS DU CONCESSIONNAIRE A L’EGARD DE L’AUTORITE CONCEDANTE 24
3.1.
L
A QUALITE DE L
’
INFORMATION FINANCIERE ET COMPTABLE FOURNIE PAR LE CONCESSIONNAIRE
.............
24
3.1.1. La lisibilité de l’information fournie
.......................................................................................................
24
3.1.2. L’information fournie doit être complétée
............................................................................................
26
3.2.
L
ES OBLIGATIONS EN MATIERE DE QUALITE DE SERVICE
...............................................................................
30
3.2.1. La qualité du service rendu au niveau de la concession s’est légèrement dégradée, tout en demeurant
largement au-dessus des normes de référence
.........................................................................................
30
3.2.2. Les exigences du décret de 2007, en matière de qualité de desserte des usagers, sont peu
contraignantes à l’échelle de la concession du Sipperec
.........................................................................
31
3.2.3. Le réseau de distribution de la concession est vieillissant
....................................................................
31
3.2.4. Une reprise des investissements pendant la période sous revue compensant une période de baisse
... 32
IV- LA NATURE ET LE MONTANT DES INVESTISSEMENTS CONSTITUENT LA CLE DE VOUTE
DES RELATIONS ENTRE AUTORITE CONCEDANTE ET CONCESSIONNAIRE
..........................
34
4.1.
L’
AUTORITE CONCEDANTE ET SON CONCESSIONNAIRE DEVRAIENT DISPOSER D
’
UN DIAGNOSTIC PARTAGE
.. 34
4.2.
L
ES PRIORITES DES AUTORITES CONCEDANTES ET DU CONCESSIONNAIRE
,
EN TERMES DE CHOIX
D
’
INVESTISSEMENT
,
DEVRAIENT CONVERGER
............................................................................................
35
4.3.
L
’
AUTORITE CONCEDANTE DEVRAIT S
’
ATTACHER A OBTENIR DES ENGAGEMENTS PRECIS DU
CONCESSIONNAIRE
........................................................................................................................................
36
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RAPPEL DE LA PROCEDURE
L’examen de la gestion du syndicat intercommunal de la périphérie de Paris pour l’électricité et
les réseaux de communication (Sipperec) a été ouvert par une lettre adressée, le 8 avril 2011, à
Mme Catherine Peyge, présidente du syndicat depuis le 17 avril 2008. M. Jacques Poulet,
ancien président, en a également été informé par une lettre du même jour.
Dans le cadre d’une enquête des juridictions financières sur les concessions de distribution
d’électricité, ce contrôle a eu pour objet principal l’analyse des relations juridiques et
financières entre le syndicat, autorité concédante, et son concessionnaire, Electricité Réseau
Distribution France (ERDF).
L’entretien prévu à l’article L. 243-1 du code des juridictions financières a eu lieu, le
20 janvier 2012, entre le rapporteur et la présidente en fonction. Son prédécesseur, à qui cet
entretien a été proposé par une lettre recommandée du 18 janvier 2012, n’a pas donné suite.
Dans sa séance du 9 février 2012, la chambre a formulé des observations provisoires sur
certains des points examinés à l’occasion du contrôle. Celles-ci ont été communiquées, le 29
février 2012, à la présidente du syndicat, ainsi qu’à son prédécesseur. Les extraits des
observations qui le concernaient ont été communiqués, le même jour, à ERDF.
Le syndicat a répondu par une lettre du 27 avril 2012, enregistrée au greffe de la chambre, le
2 mai 2012, et ERDF par une lettre du 9 mai 2012, enregistrée au greffe de la chambre, le
16 mai 2012. La présidente du directoire d’ERDF, Mme Michèle Bellon, a demandé à être
entendue par la chambre, conformément aux dispositions de l’article L. 243-6 du code des
juridictions financières. Cette audition a eu lieu le 19 juillet 2012.
Dans sa séance du 19 juillet 2012, après avoir examiné les réponses reçues, la chambre a
arrêté les observations définitives ci-après présentées.
*
*
*
PRESENTATION GENERALE
Les premières concessions de gaz et d’électricité ont été organisées dès la fin du 19
ème
siècle,
à l’initiative des communes, pour développer l’éclairage public et lutter contre l’insécurité. La
distribution publique d’électricité a été placée sous le régime de la concession locale, dès la
loi du 15 juin 1906.
La loi de nationalisation n° 46-628 du 8 avril 1946 a confié le monopole de la distribution et
de la fourniture d’électricité à Electricité de France (EDF), tout en permettant le maintien des
distributeurs non nationalisés. Ces régies locales, sociétés d’économie mixte (Sem) ou
sociétés coopératives d’intérêt collectif agricole d’électricité (Sicae), assurent aujourd’hui
environ 5 % de la distribution.
La loi n° 2000-108 du 10 février 2000 réaffirme le caractère local du service public de la
distribution d’électricité, en confiant aux collectivités territoriales le rôle d’autorités organisatrices
de cette activité
(1)
.
La distribution d’électricité constitue ainsi un service public local dont l’opérateur est désigné
par le législateur et bénéficie d’une compétence exclusive au niveau national, hormis le cas où
une collectivité s’est dotée d’une entreprise locale de distribution.
(1)
Article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales (CGCT) et article L. 111-54 du code de l’énergie.
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L’article L. 121-4 du code de l’énergie définit en ces termes le contenu de la mission de
développement et d’exploitation des réseaux publics d’électricité :
« La mission de développement et d'exploitation des réseaux publics (…)
de distribution
d'électricité consiste à assurer :
1° La desserte rationnelle du territoire national par les réseaux publics (…) de distribution,
dans le respect de l'environnement, et l'interconnexion avec les pays voisins ;
2° Le raccordement et l'accès, dans des conditions non discriminatoires, aux réseaux publics
(…) de distribution ».
Organisation du réseau d’alimentation électrique d’Ile-de-France
(2)
Avec 16 % de la consommation française (soit 66,76 Térawattheures (Twh
(3)
) consommés par
les 11 millions d’habitants et les entreprises régionales), l’Ile-de-France est la première région
consommatrice d’électricité. L’importance de la région et sa situation centrale par rapport aux
sites de production d’électricité ne sont pas sans incidence sur la structure des réseaux
électriques. La région, comme le montre le schéma ci-dessous, est ceinturée par deux boucles
de lignes à très haute tension (400 000 volts et 225 000 volts).
Ces deux réseaux sont reliés entre eux, ce qui permet des transferts en cas d’incident. Des
câbles souterrains (les radiales) prolongent ce dispositif et acheminent l’électricité à très haute
tension au coeur même de Paris. Des postes sources y abaissent la haute tension en moyenne
tension (HTA), de 225 000 à 20 000 volts, et assurent le relais entre le réseau de transport
géré par la société Réseau de Transport Electricité (RTE) et le réseau de distribution.
Le réseau de distribution comprend également le réseau basse tension (BT), alimenté depuis les
postes de distribution publique situés sur le réseau HTA, au sein desquels la transformation de
la tension du courant, de HTA en BT, est réalisée.
Les postes de distribution et le réseau BT qui en est issu assurent l’alimentation électrique à une
maille infra-communale (120 à 150 maisons individuelles, 50 à 60 avec chauffage électrique), ou
250 à 300 logements en immeubles collectifs groupés (100 à 130 avec chauffage électrique)
(4)
.
(2
Source : réseau de transport d’électricité (RTE) : http://www.rte-france.com/fr/actualites-dossiers/a-la-une/rte-presente-le-
nouveau-poste-electrique-de-seine-93-maillon-essentiel-pour-le-maintien-de-la-securite-d-alimentation-electrique-de-paris-et-
de-la-region-ile-de-france-3.
(3)
1 TWh = 1 000 gigawattheures (GWh) = 100 000 mégawattheures (MWh) = 1 000 000 000 (1 milliard) de kilowattheures
(KWh).
(4)
Source au 2.3 de la note ERDF-NOI-RES_07E - Version 2 – 1
er
avril 2008 – accessible sur le site ERDF (PJ 1).
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La gestion du réseau de distribution d’ERDF est organisée autour de 158 postes sources pilotés
à travers trois agences de conduite régionale. Ces agences gèrent respectivement Paris (ressort
de la concession parisienne), l’Ile-de-France ouest et l’Ile-de-France est, ces dernières
s’affranchissant des limites tant départementales que des périmètres des diverses concessions.
Ainsi, l’agence de conduite Ile-de-France ouest assure, depuis le poste des Saules, près de
Guyancourt, la gestion des postes sources et l’alimentation des réseaux de distribution qui
desservent les Yvelines et le Val-d’Oise, mais aussi les parties ouest des départements de la
Seine-Saint-Denis, du Val-de-Marne, ainsi que de l’Essonne.
En regard, les 178 autorités concédantes franciliennes apparaissent extrêmement disséminées
(5)
et de taille très inégale : on y trouve aussi bien les trois premières concessions en termes de
chiffre d’affaires, en l’occurrence celles du Sipperec, de la ville de Paris et du syndicat
intercommunal pour le gaz et l’électricité d’Ile-de-France (Sigeif), que des communes isolées
qui conventionnent directement avec ERDF ou des sociétés coopératives d’intérêt collectif
agricole d’électricité (Sicae).
Comme l’illustre le schéma ci-dessous fourni par ERDF, le réseau du Sipperec est
particulièrement intégré au réseau national grâce à de nombreux points d’interconnexion et les
structures techniques d’ERDF sont utilisées pour plusieurs concessions (par exemple, agence
ingénierie haute tension, agence de conduite du réseau, agence de maintenance et
d’exploitation des postes sources, centre d’appel dépannage…).
Figure montrant les postes sources en dehors du territoire du Sipperec (points bleus clairs) et servant à l’alimentation
de clients sur la concession – illustration d’une logique dépassant le périmètre de la concession d’un réseau
interconnecté et géré par ERDF - Source ERDF
(5)
Source : carte des concessions de distribution d’électricité en Ile-de-France communiquée par ERDF - janvier 2011.
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Les choix de gestion et l’organisation d’ERDF sont tributaires de la réalité physique du
réseau. Ainsi, en matière de personnel, la majorité des agents ne sont pas rattachés à une
concession spécifique, beaucoup d’activités de gestion étant organisées et gérées, comme il
vient d’être dit, à un échelon beaucoup plus grand (agence de conduite régionale, centres
d’appel de dépannage, agences de maintenance et d’exploitation des postes sources).
I- LE REGIME DES CONCESSIONS DE DISTRIBUTION D’ELECTRICITE EST
PORTEUR DE NOMBREUSES AMBIGUITES
Le régime des concessions d’électricité déroge, par de nombreux aspects, au droit commun des
concessions et il existe des divergences d’interprétation entre autorité concédante et
concessionnaire sur la propriété de certains biens essentiels de la concession.
1.1.
U
N REGIME DEROGATOIRE AU DROIT COMMUN DES CONCESSIONS
Bien que l’activité de distribution de l’électricité soit à l’origine des premières concessions de
service public, le régime juridique dont elle relève est largement dérogatoire au droit commun
des concessions.
a) L’autorité concédante ne peut choisir son concessionnaire
Aux termes de l’article 36 de la loi du 8 avril 1946 précitée et de l’article 18 de la loi du 10
février 2000 précitée, ERDF bénéficie d’un monopole légal pour la distribution d’électricité.
Ce monopole n’a pas été attribué à l’issue d’une procédure concurrentielle, aucune règle
juridique française ou européenne ne l’imposant, à ce stade.
Quoiqu’elle n’ait fixé aucune limite de durée aux concessions en cours, contrairement aux
préconisations du droit européen
(6)
, la loi française
(7)
a supprimé, en 2004, l’obligation pour
ERDF de constituer des provisions pour renouvellement pour ceux des ouvrages dont
l'échéance de renouvellement est postérieure au terme du contrat de concession en cours. On
en déduit que la durée des concessions est régie uniquement sur une base contractuelle, par les
cahiers des charges des concessions (25 ans pour le Sipperec).
Il est, toutefois, à noter que la présentation des comptes sociaux d’ERDF, tout comme celle de
ses comptes d’exploitation de la concession du Sipperec, prend en compte
« l’éventualité que
le statut de concessionnaire obligé puisse un jour être remis en cause »
.
b) L’autorité concédante et le concessionnaire ne maîtrisent ni les prix ni l’équilibre
économique et financier du contrat
Si chaque concession a des caractéristiques propres susceptibles d’influer sur ses charges et
ses produits (nombre de clients, densité du tissu industriel, zone climatique), les tarifs d’accès
au réseau sont identiques sur l’ensemble du territoire. Il n’y a donc pas de corrélation entre les
coûts supportés par une concession donnée et les recettes qu’elle génère. Ainsi, alors que,
dans une concession classique, le concessionnaire s’engage sur un niveau de prix et de qualité
du service rendu, dans le cas des concessions d’électricité, le prix est fixé de façon exogène.
L’équilibre économique et financier de l’activité d’ERDF, concessionnaire obligé sur 95 % du
territoire national, est ainsi évalué à l’échelle nationale, ce qui facilite, par ailleurs, la fixation
d’un tarif national unique, le tarif d’utilisation des réserve publics d’électricité (Turpe).
(6)
Directive 2009/72 CE du 13 juillet 2009.
(7)
Article 36 de la loi du 9 août 2004.
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Du fait de la double existence d’un système de péréquation nationale et de mécanismes de
solidarité, des transferts financiers s’opèrent entre concessions : tarif unique, abondement du
Fonds d’amortissement des charges d’électrification (Facé), contribution à l’équilibre ou
contribution d’équilibre.
Ainsi, une partie des flux financiers dégagés par l’application du Turpe dans le périmètre de la
concession du Sipperec, concession dont les produits sont supérieurs aux charges, n’est pas
réinvestie sur place. Le tableau ci-dessous, élaboré par la chambre à partir de données figurant
dans les comptes rendus d’activité d’ERDF ou fournies par le syndicat, montre que le flux net
de trésorerie dégagé par la concession du Sipperec en 2008, soit 139 M€
(8)
, a été utilisé de la
façon suivante :
-
48 % dans le réseau de distribution d’électricité de la concession ;
-
13 % dans des travaux d’éclairage public réalisés dans le périmètre de la concession ;
-
39 % hors du périmètre de la concession.
c) L’autorité concédante est chargée du contrôle de son concessionnaire
Les autorités concédantes sont chargées du contrôle de leur concessionnaire. Aux termes des
dispositions de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités locales (CGCT), elles
« négocient et concluent les contrats de concession, et exercent le contrôle du bon
accomplissement des missions de service public fixées, pour ce qui concerne les autorités
concédantes, par les cahiers des charges de ces concessions »
.
A cette fin, elles désignent un agent du contrôle distinct du gestionnaire du réseau public de
distribution.
(8)
M€ : million d’euros.
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1.2.
P
ARTAGE DE LA CAPACITE DE MAITRISE D
’
OUVRAGE ENTRE L
’
AUTORITE CONCEDANTE ET
LE CONCESSIONNAIRE
1.2.1. Les dispositions légales
Les textes en vigueur accordent une capacité de maîtrise d’ouvrage conjointe à l’autorité
concédante et au concessionnaire. La loi n’organisant pas elle-même le partage de compétences
entre les deux maîtres d’ouvrage, ce sont les cahiers des charges des concessions qui définissent
les champs d’intervention respectifs. En régime dit urbain (au sens du Facé), comme c’est le
cas des communes situées sur le territoire de la concession du Sipperec, l’essentiel des
investissements sont réalisés par le concessionnaire, l’autorité concédante se consacrant à
l’amélioration esthétique du réseau.
1.2.2. Les stipulations contractuelles
Aux termes de l’article 9 de la convention de concession et de l’article 5 de son annexe n° 1,
le raccordement (extension des réseaux et création de branchements) et la modification des
ouvrages (renforcement du réseau) relèvent de la maîtrise d’ouvrage d’ERDF, tout comme la
maintenance et le renouvellement de ces ouvrages.
Selon l’article 8 de ladite convention et de l’article 4 de son annexe n° 1, l’intégration des
ouvrages dans l’environnement (enfouissement, amélioration esthétique) ressortit à la
compétence du syndicat et des collectivités qui en sont membres.
Les statuts du syndicat précisent que ce dernier est l’autorité concédante des distributions
publiques d’électricité et le maître d’ouvrage des travaux d’électrification sur le réseau de ces
mêmes distributions. En effet, selon le régime de droit commun de la coopération
intercommunale, organisé par les articles L. 5211-5 et L. 1321-1 du CGCT, le transfert de la
compétence d’autorité organisatrice de la distribution d’électricité par les communes membres
au syndicat emporte, en principe, celui des biens utilisés pour l’exercice de cette compétence.
Le syndicat exerce, donc, en lieu et place des communes, les droits et obligations du
propriétaire, notamment la maîtrise d’ouvrage. Il semble donc acquis que le transfert de la
qualité d’autorité concédante entraîne celui de la qualité de maître d’ouvrage.
Toutefois, lorsque les travaux d’enfouissement du réseau électrique s’inscrivent dans le cadre
d’une opération globale de requalification de la voirie et des réseaux existants (eau,
assainissement, gaz), le syndicat peut transférer, de manière temporaire, la maîtrise d’ouvrage
des autres travaux à la collectivité compétente. Une fois achevés, les ouvrages relevant du
réseau électrique sont remis au syndicat. Ce transfert temporaire de maîtrise d’ouvrage est
prévu à l’article 2 II de la loi n° 85-704 du 12 juillet 1985 modifiée relative à la maîtrise
d’ouvrage publique et à ses rapports avec la maîtrise d’oeuvre privée (Mop
(9)
).
En sens inverse, le syndicat peut bénéficier d’un transfert temporaire de maîtrise d’ouvrage,
lorsqu’il enfouit, en même temps que les réseaux d’électricité, les réseaux de télécommunication
et/ou d’éclairage public.
(9)
L’article 2 de la loi Mop dispose notamment : «
Lorsque la réalisation, la réutilisation ou la réhabilitation d'un ouvrage ou
d'un ensemble d'ouvrages relèvent simultanément de la compétence de plusieurs maîtres d'ouvrage, ces derniers peuvent
désigner, par convention, celui d'entre eux qui assurera la maîtrise d'ouvrage de l'opération. Cette convention précise les
conditions d'organisation de la maîtrise d'ouvrage exercée et en fixe le terme
».
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En application des dispositions de l’article 8 précité du contrat de concession, le syndicat
exerce la maîtrise d’ouvrage des travaux d’effacement du réseau sur poteaux. Il perçoit, à cet
effet, un financement ainsi composé : 50 % prélevés sur le fonds de partenariat (ce dernier
étant intégralement alimenté par ERDF), 15 % pris sur la redevance R2 (deux ans après les
travaux) et 35 % en provenance des collectivités, si les travaux concernent l’enfouissement du
seul réseau électrique. Si l’enfouissement est coordonné avec celui d’autres réseaux, les
participations sont respectivement portées à 60 % pour le fonds de partenariat, 12 % pour la
redevance R2 et 28 % pour les collectivités. Le programme d’effacement du réseau en toiture,
financé à 48 % par le syndicat, est arrivé à son terme en 2011. Dans le cadre de l’avenant à la
convention d’avril 2011, un nouveau programme, portant sur l’effacement des fils nus, doit
lui succéder, à compter de 2012.
Objet des travaux
Maître d’ouvrage
Financement
Esthétique
Sipperec, communes,
département
FP* : 60 % si travaux coordonnés d’enfouissement de tous
les réseaux aériens
Effacement des fils nus
ERDF
Financement ERDF : de 12 % à 52 % selon les programmes
Effacement du réseau
aérien sur poteaux
Sipperec, convention
avec ville adhérente
Etudes : 100 % FP
Travaux :
FP : 50 %, si enfouissement du seul réseau électrique, 60 %,
si enfouissement coordonné avec les réseaux télécoms
R2 : respectivement 15
ou 12 % dans les deux cas ci-dessus
Fonds de concours de la ville adhérente pour la fraction restante
Eclairage public
Communes
R2, FP (30 à 50 %)
* FP
= fonds de partenariat
1.2.3. Le cas particulier de l’éclairage public
En ce qui concerne l’éclairage public, la compétence de principe demeure celle de la commune,
sauf si cette dernière l’a transférée explicitement au syndicat dans le cadre de ses compétences
optionnelles. Dans le cas du Sipperec, aucun transfert n’est intervenu en la matière.
L’éclairage public n’appartient pas, sauf exception, au réseau de distribution publique
d’électricité. L’article 2 du contrat de concession conclu entre le syndicat et ERDF stipule, ainsi,
que :
« les appareils d’éclairage public, ainsi que les lignes spéciales et les supports d’éclairage
public indépendants du réseau de distribution publique, ne font pas partie des ouvrages
concédés »
.
En revanche, ce même article stipule que
« les circuits aériens d’éclairage public situés sur les
supports du réseau concédé et les circuits souterrains inclus dans les câbles dudit réseau, ainsi
que les branchements qui en sont issus, font partie des ouvrages concédés. Leur maintenance et
leur renouvellement sont à la charge du concessionnaire, leur établissement et leur
renforcement sont à la charge de la collectivité intéressée ».
D’après le syndicat, toutefois, ce
type d’équipements n’existe pas sur le territoire de la concession.
Les travaux réalisés en matière d’éclairage public peuvent donner lieu, sous certaines
conditions, au versement d’une participation financière du concessionnaire dans le cadre du
fonds de partenariat et entrent dans l’assiette de la redevance R2.
Si l’éclairage public constitue une compétence distincte de la distribution d’électricité, il
absorbe, néanmoins, une part importante des ressources de la concession. Entre 2006 et 2010,
il a représenté le deuxième poste des dépenses du fonds de partenariat (32 %), après la
résorption du réseau en toiture (46 %), et représente la contribution la plus importante et la
plus dynamique, jusqu’en 2010, à l’assiette de R2.
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Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre, le syndicat fait valoir que la
modernisation du réseau d’éclairage public a un impact positif sur le service public de
distribution d’électricité (en rationalisant la demande qui lui est adressée et donc en évitant
certains travaux de renforcement du réseau). En outre, depuis 2009, les travaux réalisés en
matière d’éclairage public ne peuvent donner lieu au versement d’une participation financière
du concessionnaire dans le cadre du fonds de partenariat que s’ils contribuent à la maîtrise de
la demande d’électricité (article 3.1.3.A de la convention de partenariat).
La question peut, néanmoins, se poser, à cet égard, de savoir s’il s’agit de l’allocation la plus
efficiente pour les communes des redevances versées par ERDF, compte tenu
de l’existence
de besoins non satisfaits en matière de sécurité du réseau.
Evolution du montant brut (en milliers d’euros) des investissements
inclus dans l’assiette de la redevance R2
1.3.
D
ES DIFFERENDS RELATIFS A LA DELIMITATION DU PATRIMOINE DU SYNDICAT
Si la loi attribue la propriété des réseaux de distribution électrique aux communes, il existe des
incertitudes sur les contours exacts de ce patrimoine, dans la mesure où concédant et
concessionnaire se disputent la propriété de certains biens, ou parties de biens, essentiels. De
plus, il n’existe pas d’inventaire exhaustif des biens de la concession.
1.3.1. Concédant et concessionnaire se disputent la propriété de certains biens essentiels de
la concession
a)
Les communes, à l’origine de l’organisation des réseaux de distribution électrique,
en sont légalement les propriétaires
Selon l’article 3 B des statuts du Sipperec,
« le syndicat est propriétaire des réseaux de
distribution d’électricité situés sur son territoire, notamment des ouvrages dont il est maître
d’ouvrage, des biens de retour des gestions déléguées, ainsi que des ouvrages réalisés par les
communes et EPCI et nécessaires à l’exercice de sa compétence d’autorité organisatrice de
distribution d’électricité (AODE) »
.
Ce droit de propriété résulte, en effet, de la combinaison de plusieurs dispositions légales :
1) La propriété des ouvrages du réseau de distribution d’électricité appartient
ab initio
aux
collectivités territoriales, aux termes de l’article L. 322-4 du code de l’énergie.
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2) Comme précisé
supra
, selon le régime de droit commun de la coopération intercommunale
organisé par les articles L. 5211-5 et L. 1321-1 du CGCT, le transfert par une commune au
syndicat de la compétence d’autorité organisatrice de la distribution d’électricité entraîne le
transfert des biens utilisés pour l’exercice de cette compétence. Le syndicat exerce, donc, en
lieu et place des communes, les droits et obligations du propriétaire de ces biens, notamment la
maîtrise d’ouvrage.
3) Ces biens sont mis à la disposition du concessionnaire et constituent des biens de retour,
selon le droit commun des concessions.
b)
Il existe, toutefois, des divergences d’interprétation quant à la propriété de certains
biens, ou parties de biens, de la concession
Ces divergences portent sur certains biens essentiels de la concession, notamment les
systèmes cartographiques du réseau concédé, les outils de télé-conduite, les fichiers clients,
les systèmes informatiques de facturation, ainsi que certains ouvrages présents dans l’enceinte
des postes sources (entrées du réseau).
En ce qui concerne les postes sources, concédant et concessionnaire interprètent différemment
les dispositions de l’article 36 II de la loi du 9 août 2004, codifié à l’article L. 322-4 du code
de l’énergie, ainsi rédigées :
« Sous réserve des dispositions de l’article L. 324-1, les ouvrages des réseaux publics de
distribution, y compris ceux qui, ayant appartenu à Electricité de France, ont fait l'objet d'un
transfert au 1
er
janvier 2005, appartiennent aux collectivités territoriales ou à leurs
groupements désignés au IV de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités
territoriales. Toutefois, la société gestionnaire du réseau public de distribution, issue de la
séparation juridique imposée à Electricité de France par l'article L. 111-57, est propriétaire de
la partie des postes de transformation du courant de haute ou très haute tension en moyenne
tension qu'elle exploite ».
Pour ERDF, l’ensemble des ouvrages constitutifs du poste source, à l’exception des câbles
HTA qui en sortent, lui appartiennent, en vertu du texte ci-dessus, alors que le syndicat, en se
fondant sur le décret du 22 février 2005 qui définit le réseau de distribution publique comme
étant la partie des biens située en aval des sectionneurs de ligne haute tension B (HTB),
considère que lesdits postes sont partiellement la propriété de l’autorité concédante. Les
enjeux sous-jacents sont importants.
D’un point de vue financier, tout d’abord, leur valeur représente environ 9 % de celle du
patrimoine de la concession.
D’un point de vue technique, ensuite, le syndicat relève que ces postes sources sont des
ouvrages indispensables à l’exercice du service concédé. Outre la transformation du courant
de haute ou très haute tension en moyenne tension, ils permettent de réaliser les opérations
suivantes
(10)
:
-
envoi des ordres tarifaires (dits 175 hz) permettant le passage d’heures pleines à
heures creuses ou de jours EJP ou Tempo ;
-
conduite et exploitation du réseau HTA, avec, par exemple, des interrupteurs permettant
l’ouverture ou la fermeture de l’alimentation du réseau HTA par un poste source (en
zone dense, les câbles HTA vont d’un poste source à un autre, afin de permettre de
reprendre l’alimentation en cas de défaillance).
(10)
Source : 2.1 de la note ERDF-NOI-RES_ 07E - Version 2 - 01/04/2008 – accessible sur le site ERDF.
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Ces activités, qui ne sont pas liées à la transformation du niveau de tension proprement dite,
sont réalisées depuis l’enceinte du poste source pour des raisons de commodité (espace
disponible et proximité du réseau).
1.3.2. L’autorité concédante ne dispose pas d’une connaissance exhaustive du
patrimoine de la concession et du statut de chaque bien
a)
Il n’existe pas d’inventaire physique exhaustif et régulièrement mis à jour, en
cohérence totale avec l’inventaire comptable, des biens de la concession
Aucun inventaire des biens de la concession n’a été annexé au contrat de 1994, lors de sa
conclusion. Le syndicat, qui a souhaité, par la suite, introduire des obligations de tenue et de
mise à jour d’un inventaire par le concessionnaire, s’est heurté au refus de ce dernier. Il est un
fait qu’aucune disposition d’ordre légal ou contractuel n’oblige le concessionnaire à fournir un
inventaire exhaustif des biens de la concession au début et en fin de contrat. ERDF invoque, par
ailleurs, sans le chiffrer, le coût que représenterait la mise en oeuvre rétroactive d’une telle
obligation à l’échelle de toutes les concessions qu’il gère (plus de 700), ainsi que le faible
intérêt de l’opération, compte tenu de l’existence d’un tarif national.
En ce qui concerne les ouvrages entrés dans le patrimoine de la concession postérieurement à
la conclusion du contrat, il existe deux séries de problèmes.
D’une part, lorsqu’il s’agit d’ouvrages réalisés par le syndicat, la procédure formalisée de
remise des ouvrages à ERDF, qui paraît de nature à garantir les droits du concédant, doit
permettre une correcte identification de ces biens dans le patrimoine de la concession, avec
indication de l’origine de leur financement. Or, faute d’inventaire des biens concédés, le
syndicat pourrait ne pas être en mesure de s’assurer que les ouvrages ainsi remis sont
correctement identifiés et valorisés par le concessionnaire.
D’autre part, il n’existe pas de concordance totale entre l’inventaire technique et l’inventaire
comptable établis par le concessionnaire.
ERDF dispose de deux types d’inventaire, un inventaire technique (GDO), qui contient un
recensement physique des biens et sert, notamment, aux opérations de maintenance, et un
inventaire comptable (Iris). Même si les deux inventaires ont des finalités différentes, comme
le fait valoir ERDF, il doit exister une cohérence et des règles de passage entre les deux,
via
,
notamment, un système d’information intégré.
Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre, ERDF reconnaît l’existence
d’écarts entre bases techniques et bases comptables. Selon l’entreprise, il résulte d’études par
sondage menées nationalement que ceux-ci sont très faibles, de l’ordre de 3,06 % pour le réseau
HTA et de 0,51 % pour le réseau BT. Ces écarts entre les deux inventaires s’expliqueraient,
pour l’essentiel, par des saisies dans les deux outils qui ne sont pas réalisées simultanément.
Le contrôle diligenté par le Sipperec en 2007-2008 aboutit à des conclusions différentes, en ce
qui concerne l’importance des écarts : par exemple, 12,45 % en valeur absolue et 1,88 % en
valeur relative pour le réseau HTA.
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Quoi qu’il en soit, les inventaires des ouvrages de la concession, tels qu’ils sont établis par
ERDF, devraient être communiqués par ce dernier au syndicat, ce qui n’est pas le cas
actuellement. Sans inventaire, même imparfait, des biens concédés, l’autorité concédante se
trouve nécessairement handicapée dans l’exercice de ses attributions légales en matière de
contrôle de la concession, lequel porte, entre autres, sur le respect par le concessionnaire de son
obligation contractuelle de
« remettre les ouvrages et le matériel de la concession en état
normal de service »
à l’expiration de la concession (article 31 du contrat de concession).
b)
La comptabilisation des biens non localisés
Les actifs réalisés et financés par le concessionnaire sont généralement localisés sur le
territoire de la concession et suivis de manière individualisée dans les bases techniques et
comptables de ce dernier : ils sont constitués par les réseaux de moyenne tension (HTA) et BT
et les postes de distribution publique.
ERDF gère, toutefois, un certain nombre d’ouvrages en masse financière, compte tenu de leur
volume (800 000 transformateurs, plus de 20 millions de colonnes montantes) et des coûts
qu’impliquerait leur recensement individuel. Il s’agit des branchements, des colonnes
montantes, des dispositifs de comptage et des transformateurs HTA/BT. Ces biens sont
répartis, selon des clés de répartition, entre les différentes concessions.
Selon le compte rendu annuel d’activité à la collectivité (Crac) remis par ERDF au Sipperec,
en 2010, la proportion de biens non localisés dans le patrimoine de la concession, bien qu’en
diminution, s’élevait encore à plus de 40 % des ouvrages, en valeur brute comptable. D’après
la réponse d’ERDF aux observations provisoires de la chambre, ce pourcentage devrait
diminuer du fait de nouvelles mesures à l’étude en ce qui concerne l’enregistrement
comptable des transformateurs et des coûts annuels des branchements neufs.
c)
Les écarts de valorisation des biens concédés entre autorité concédante et
concessionnaire
La question de l’écart entre la valeur comptable des travaux réalisés par l’autorité concédante
et celle à laquelle ces mêmes travaux sont intégrés dans la comptabilité d’ERDF est un
problème national, qui a donné lieu à la signature d’un protocole d’accord de valorisation des
remises gratuites (VRG), entre la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies
(FNCCR) et ERDF, le 30 juin 2009.
Sans régler entièrement la question de la méthodologie de valorisation applicable, le protocole a
prévu la tenue d’une fiche de collecte comportant les renseignements d’ordre technique et
financier à communiquer au concessionnaire pour lui permettre d’intégrer dans sa comptabilité les
modifications d’ouvrage. Sont également établis des seuils d’alerte, en cas d’écart apparaissant
entre la valorisation du concessionnaire et celle du concédant, dont le dépassement doit
déclencher un processus de dialogue.
Depuis la mise en oeuvre du protocole VRG, le Sipperec a ainsi adressé à ERDF une fiche de
valorisation des remises gratuites effectuées dans le cadre de 22 chantiers. Pour 11 d’entre
eux, représentant, selon le syndicat, un montant global de plus de 2,9 M€, ERDF a adressé, en
retour, un état valorisant lesdites immobilisations à 2,7 M€, soit un écart de 8 %.
Cette situation pose problème, tout comme le protocole ci-dessus, qui entérine le fait qu’il
puisse y avoir, à la même date, deux valeurs de marché pour un même actif.
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A cet égard, il doit être relevé que les comptes du syndicat ne retracent pas la différence entre
la valeur de l’actif remis au concessionnaire et le montant auquel il est enregistré dans les
comptes de ce dernier.
d)
Les conséquences comptables et financières de ces disparités
Dès lors, en l’absence d’inventaire physique exhaustif des biens et dans la mesure où 40 %
des actifs de la concession ne sont pas localisés, il est difficile pour l’autorité concédante de
s’assurer que :
-
l’actif de la concession donne une image sincère et fidèle du patrimoine concédé ;
-
le montant des amortissements et des dotations aux provisions passés chaque année
dans les comptes du concessionnaire correspond au montant nécessaire pour permettre
le renouvellement de l’actif en temps utile.
De même, en l’état, il est impossible de chiffrer de manière contradictoire le montant des
droits du concédant ou de l’éventuelle indemnité de fin de contrat dont devrait bénéficier le
concessionnaire, dans l’hypothèse, très improbable dans le cadre juridique actuel, où la
concession prendrait fin.
II- ROLE DU SYNDICAT
2.1.
L
ES STATUTS DU SYNDICAT SONT CONFORMES AUX DISPOSITIONS JURIDIQUES EN VIGUEUR
Le Sipperec est institué sous la forme d’un syndicat intercommunal à la carte
.
Implanté dans
les départements des Hauts-de-Seine, de la Seine-Saint-Denis, du Val-de-Marne, de Seine-et-
Marne, des Yvelines, de l’Essonne, du Val-d’Oise et de Paris (bois de Boulogne et de
Vincennes), il est devenu, depuis le 6 mars 2012, un syndicat mixte ouvert composé de
100 collectivités : 96 communes, deux communautés d’agglomération, une communauté de
communes et un département.
En sus de sa compétence fondatrice d’autorité concédante des distributions publiques
d’électricité et de maître d’ouvrage des travaux d’électrification sur le réseau de ces
distributions, le syndicat exerce cinq compétences optionnelles
(11)
:
- autorité organisatrice des réseaux urbains de communication électronique et de services
de communication audiovisuelle ;
- éclairage public ;
- signalisation lumineuse tricolore ;
- développement des énergies renouvelables ;
- système d’information géographique.
Seules les dépenses correspondant à l’exercice de compétences optionnelles donnent lieu au
versement de participations de la part des collectivités adhérentes.
Le syndicat exerce, par ailleurs, les activités qui présentent le caractère de complément normal
et nécessaire de ses compétences principales. Il a ainsi constitué des groupements de
commandes, en application des articles 7 à 9 du code des marchés publics, pour l’achat de
services de télécommunication, d’outils informatiques de suivi et d’analyse des consommations
d’électricité. Des marchés portant sur le diagnostic de performance énergétique et l'audit
énergétique des bâtiments sont également à la disposition des adhérents au groupement de
commandes électricité et maîtrise de l'énergie.
(11)
Les compétences optionnelles sont des missions que les communes adhérentes peuvent décider de transférer ou non au Sipperec.
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Les dispositions des statuts relatives à la définition de ses compétences sont le reflet des
dispositions légales en vigueur.
Les activités du syndicat s’exercent, soit dans le cadre d’un transfert de compétences de la
part des collectivités membres, soit dans celui d’une mise à disposition de services et de
moyens en vertu des dispositions de l’article L. 5211-4-1, III, du CGCT.
2.2.
L
ES
DIFFERENTES
COMPETENCES
DU
SYNDICAT
MOBILISENT
INEGALEMENT
SES
RESSOURCES HUMAINES ET FINANCIERES
2.2.1. Certaines activités ont un impact limité sur les ressources du syndicat
a)
La gestion des subventions en matière d’éclairage public
Aucune d’entre elles n’ayant adhéré à cette compétence, la maîtrise d’ouvrage des travaux en
matière d’éclairage public relève exclusivement des communes, le syndicat jouant un simple
rôle de guichet pour la gestion des subventions d’éclairage public. Il reçoit, à cet effet, une
rémunération égale à 1 % des subventions attribuées, soit environ 25 000 € en 2010. Cette
activité mobilise moins d’un emploi équivalent temps plein (ETP).
b)
Le syndicat assure également la perception de certaines taxes et redevances pour
le compte des communes membres
Le syndicat collecte et reverse le produit de la taxe sur la consommation finale d’électricité
(TFCE) aux communes membres. Il conserve 1 % du produit de la collecte pour couvrir ses
frais de contrôle, comme l’y autorisent la loi et les délibérations concordantes des communes,
alors que les frais de gestion perçus précédemment par les fournisseurs s’élevaient à 2 %.
Cette activité, mise en place récemment, lui a procuré plus de 500 000 € de recettes en 2010.
Le syndicat procède à des contrôles à deux niveaux :
- contrôle trimestriel systématique des données de liquidation de la taxe transmises par
les fournisseurs et du respect des dates de paiement ;
- audits ponctuels des fournisseurs (15 à 17). Le syndicat indique, à cet égard, rencontrer
des difficultés dans le contrôle d’un fournisseur au tarif réglementé, alors qu’il a pu
contrôler les fournisseurs alternatifs.
Le produit de la taxe collecté a progressé de près de 4 % entre 2008, première année de
collecte par le syndicat, et 2009.
(en milliers d’€)
2008
2009
Evolution
2010
Evolution
Montant collecté
48 863
50 769
3,9 %
51 020
0,5 %
Contrairement aux redevances versées par le concessionnaire, le produit de cette taxe constitue,
pour les communes bénéficiaires, une ressource libre de toute affectation budgétaire.
Le syndicat assure également le calcul, la collecte et le reversement de la redevance
d’occupation domaniale (RODP), conformément aux stipulations de l’article 4b du cahier des
charges de la concession et de l’article 3 de son annexe n° 1.
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Le syndicat continue, en effet, de bénéficier de modalités particulières de calcul de la RODP,
établies par la loi du 1
er
août 1953 et le décret n° 2002-409 du 26 mars 2002, dont les dispositions
ont été codifiées aux articles R. 2333-105 et suivants du CGCT, l’article R. 2333-110 dudit code
disposant que :
« Au cas où le produit des redevances calculées au profit des communes, en
application des articles R. 2333-105 à R. 2333-108, est inférieur à celui qui résulte de
l’application des cahiers des charges en vigueur, les redevances continuent à être établies en
conformité de ces cahiers des charges, sauf entente entre les collectivités locales intéressées et
leurs concessionnaires »
.
La RODP est due annuellement par le concessionnaire aux départements et aux communes, en
raison de l’occupation de leur domaine public par les ouvrages de distribution d’électricité,
ainsi que pour les occupations provisoires de leur domaine public par les chantiers de travaux.
Le syndicat s’assure de l’exactitude du calcul de cette redevance et de son versement par le
concessionnaire en temps et en heure.
c)
Le contrôle de l’activité d’ERDF pour le compte des communes, dans l’exercice
de leurs compétences d’urbanisme
Du fait de l’entrée en vigueur des nouveaux modes de financement des raccordements, le
1
er
janvier 2009, des difficultés sont apparues en ce qui concerne les propositions techniques
et financières soumises par ERDF aux communes en charge de l’urbanisme.
Trente-sept communes ont conclu une convention avec le syndicat, afin qu’il puisse contrôler
et analyser les propositions et leur remettre un avis motivé. Ce contrôle s’est révélé nécessaire
au regard des écarts constatés entre les propositions du concessionnaire (1 903 065 €) et les
chiffrages du syndicat (558 115 €).
2.2.2. Deux activités au coeur de ses compétences d’autorité organisatrice : la maîtrise
d’ouvrage des travaux d’enfouissement et le contrôle du concessionnaire
a)
Maîtrise d’ouvrage et financement des travaux d’enfouissement et des travaux
photovoltaïques
L’activité d’enfouissement poursuit un double objectif :
- enfouir les 390 km de réseaux BT en fils nus demeurant sur le territoire de la concession.
Ces travaux sont réalisés sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF et sont intégralement
subventionnés : 60 % sur le fonds de partenariat et 40 % sur fonds propres d’ERDF ;
- enfouir les 766 km de réseaux BT aériens en fils torsadés demeurant sur le territoire de la
concession. Ces travaux sont réalisés sous maîtrise d’ouvrage du syndicat, en coordination
avec les autres réseaux de télécommunication et d’éclairage public. Pour les communes
câblées, l’objectif du syndicat est d’identifier les zones où l’enfouissement des réseaux BT
aériens permettra la mise en place conjointe des réseaux câblés et haut débit.
Les dépenses d’investissement (enfouissement, subventions aux communes et réseaux en
toiture) liées aux travaux d’enfouissement sont adossées aux recettes. Ces recettes sont
constituées par une partie des versements du fonds de partenariat, par les subventions d’autres
collectivités et par la redevance R2. Cette redevance, qui a rapporté plus de 4 M€ en 2010, est
versée par le concessionnaire, en contrepartie des investissements réalisés sur les installations
du réseau concédé et sur le réseau d’éclairage public.
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L’activité ci-dessus est la plus consommatrice de main d’oeuvre (l’équivalent de quatre ETP
en 2010) et aussi la plus déficitaire, selon la comptabilité analytique du syndicat, à l’exception
de 2009 (seule année où le seuil de rentabilité de l’activité a vraisemblablement été dépassé).
b)
Le contrôle du concessionnaire sur l’exécution du contrat de concession
Cette activité constitue le coeur de compétences du syndicat. Celui-ci perçoit, à cet effet, la
totalité de la redevance R1, acquittée par le concessionnaire, qui a pour objet de financer les
dépenses annuelles de structure exposées par le concédant ; le montant annuel de cette
redevance s’élève à 1,2 M€.
Si le syndicat, historiquement, a toujours bénéficié de dispositions relativement favorables,
comme la mise en oeuvre d’un fonds de partenariat, il a également su faire évoluer la convention
pour obtenir le bénéfice de dispositions financières tenant compte de l’importance de la
concession. Il n’a, cependant, pas réussi, en dépit de ses efforts, à obtenir l’accord du
concessionnaire sur les réponses à apporter à des questions communes à l’ensemble des
concédants, ce qui aurait un impact sur les comptes nationaux d’ERDF et appellerait, selon ce
dernier, une réponse à l’échelle nationale, tels que le devenir des provisions pour renouvellement
non consommées en fin de concession ou la propriété de certains actifs de la concession.
Toutefois, il a obtenu récemment que le mode de calcul de la redevance R2 tienne compte de
ses spécificités.
Le mode de calcul de R2 peut, en effet, s’écarter de la formule type agréée par la Fédération
nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR).
Ainsi, l’avenant n° 2 du 20 avril 2011 à la convention de concession entre le Sipperec et
ERDF a pris en compte, dans le mode de calcul de R2, l’importance du territoire
géographique et de la population desservis par la concession.
Le périmètre de la concession est désormais assimilé à un seul département (terme Pc/Pd =1),
alors que, de 1995 à 2011, la concession, bien qu’étant la première du pays en nombre de
clients (plus de 3 millions d’habitants en 2010), était considérée comme l’addition de trois
concessions départementales couvrant chacune 64 % à 85 % de la population.
Rappel du mode de calcul de R2 depuis l’avenant n° 2 à la convention de concession
(0,74 B+0,30 E-0,5 T) x 2 x (0,005 D + 0,125)
B montant des travaux mandatés au cours de l’année pénultième par les collectivités sur le réseau
concédé
E montant des travaux d’investissement réalisé sur les installations d’éclairage public et mandaté par
les collectivités exerçant la maîtrise d’ouvrage de ces travaux, l’année pénultième
T produit net des taxes municipales sur l’électricité perçu sur le territoire de la concession et ayant
fait l’objet de titres de recettes de l’autorité concédante l’année pénultième : est déduite de T la
fraction du montant de la taxe sur l’électricité perçue par l’autorité concédante (AC) sur le territoire
des communes urbaines, qui serait reversée à ces dernières, comme le prévoit l’article L. 5212-24
du CGCT ; en pratique, 100 % sont reversés, donc T est égal à zéro
D durée de la concession
Le deuxième terme de la formule est une constante égale à 0,5, compte tenu d’une durée de la
concession de 25 ans ; le Sipperec récupère donc 37 % (50 % de 74 %) des financements dans B et
15 % des financements dans l’éclairage public, deux années après leur mandatement.
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Le syndicat bénéficie également d’un fonds de partenariat spécifique.
Une convention spécifique permet, depuis 1995, d’alimenter un fonds au bénéfice du syndicat, à
partir duquel sont financés les travaux éligibles des communes, notamment l’enfouissement des
lignes, la résorption du réseau en toiture, l’éclairage public et le fonds social. Le montant disponible
du fonds, financé par ERDF, s’élevait à 13,8 M€, en 2010, contre 9,9 M€, en 2006. Depuis l’année
2011, le fonds peut être utilisé pour financer un nouveau dispositif dit de maîtrise de l’énergie, basé
sur l’obtention de certificats d’économies d’énergie (CEE), et les travaux d’éclairage public ne
peuvent désormais être financés par le fonds que s’ils ont obtenu lesdits CEE.
Le fonds fonctionne comme une ligne de crédit ouverte, dans les livres d’ERDF, au bénéfice du
syndicat. Chaque année, il est doté d’un montant calculé conformément aux stipulations de la
convention de partenariat. Ce montant est engagé en totalité, la même année, et affecté à des
opérations identifiées (nature de travaux, localisation et maître d’ouvrage). Les appels de fonds
sont échelonnés dans le temps, sur la base des titres de recettes émis par le syndicat, au fur et à
mesure de l’avancement des travaux, conformément aux termes de l’article 5 de la convention
de partenariat.
La différence cumulée entre le montant théorique disponible et le montant effectivement
consommé
(12)
s’élève, toutefois, à plus de 3 M€ entre 2006 et 2010, soit 4 % de la dotation du
fonds de partenariat sur la période 2006-2010.
La question des montants engagés et non appelés sur le fonds de partenariat, à l’échéance du
contrat de concession, n’est pas résolue, en dépit du souhait exprimé par le syndicat de régler
cette question, au cours des négociations de l’avenant n° 2 d’avril 2011. Un problème
identique concerne la redevance R2, versée avec un décalage de deux ans par rapport à la date
de paiement des travaux entrant dans l’assiette de calcul.
C’est pourquoi le syndicat a mis en place un mécanisme visant à inciter les communes à
recourir au fonds de partenariat, afin d’accélérer la consommation des crédits. Il propose, à cet
égard, aux communes adhérentes de préfinancer les travaux d’enfouissement, au moyen d’un
dispositif comportant des prêts contractés pour leur compte auprès d’un établissement bancaire,
qui sont adossés à l’opération concernée et dont le remboursement démarre à la fin des travaux.
Seuls sont concernés les travaux sur le réseau aérien BT de distribution publique d’électricité
et les autres réseaux de communication, d’un montant égal ou supérieur à 470 000 € TTC, et
réalisés uniquement sous maîtrise d’ouvrage du syndicat. Les travaux d’éclairage public en
sont
exclus.
La
convention
financière
intègre
une
autorisation
de
compensation,
principalement avec la taxe sur la consommation finale d’électricité (TCFE) et, si nécessaire,
la RODP électricité. L’intérêt de ce dispositif est de faire bénéficier les communes membres
de conditions financières plus favorables que si elles contractaient elles-mêmes un emprunt. A
ce jour, aucune convention de cette nature n’a, toutefois, été signée.
Ce mécanisme pose problème en ce qu’il laisse à la charge de la commune une part du
financement de l’enfouissement, alors que celle-ci a transféré au syndicat, outre sa
compétence, les financements correspondants. Ce dernier pourrait, à cet égard, envisager la
possibilité de prendre en charge sur son propre budget ladite part communale. Le reste à
charge de la commune représente, en effet, entre 15 % et 19 % du montant des travaux
(abondement du fonds de partenariat compris entre 50 % et 60 % et financement par la
redevance R2, deux ans après, à hauteur de 37 % des financements). Il paraît, en effet,
paradoxal d’accroître les charges des communes, alors que le syndicat, titulaire de la
compétence, dispose d’une capacité d’investissement inemployée.
(12)
Cette différence peut être calculée à partir des montants indiqués dans les Crac du concessionnaire.
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20/38
c)
Le syndicat exerce un contrôle actif de son concessionnaire
Outre un contrôle régulier de l’activité du concessionnaire, le syndicat exerce une veille
juridique et technologique, afin d’être en mesure de maîtriser, le moment venu, les conditions
de renouvellement de la concession.
Le contrôle du syndicat s’est déployé dans trois directions :
-
la connaissance du patrimoine concédé ;
-
l’évaluation des droits du concédant et des provisions pour renouvellement ;
-
l’analyse des comptes rendus annuel d’activité (Crac).
Il met en oeuvre, à cet effet, d’importants moyens humains et financiers.
Les dépenses de personnel sont dynamiques : elles connaissent une hausse annuelle moyenne
de 6 %, sur la période 2006-2010, supérieure, sur cette période, à la progression de la redevance
R1 (+ 3 %). Il convient d’y ajouter les frais de conseil et d’assistance juridique, en croissance
annuelle moyenne de 2,5 %, qui ont atteint 2,6 M€, en 2010, soit un montant plus élevé que la
masse salariale du syndicat, égale pour ce même exercice à 2,3 M€.
Ces dépenses ne sont, cependant, pas seulement imputables à l’activité de distribution
d’électricité (assistance à la négociation de l’avenant au contrat de concession, veille
technologique et juridique), mais se rapportent également à la compétence en matière de
télécommunications (négociation de nouveaux contrats de délégation de service public (DSP)
pour les réseaux câblés) ou au lancement d’activités nouvelles (groupements de commandes,
énergies renouvelables).
Si l’on ajoute à la redevance les participations des communes, on observe qu’entre 2006 et
2010, le taux de couverture des dépenses de personnel (la totalité de la masse salariale a été
retenue, faute de pouvoir isoler les dépenses spécifiques à l’activité électricité) par les recettes
de fonctionnement s’est nettement amélioré.
(en €)
2006
2007
2008
2009
2010
1. chapitre 64 (masse salariale)
1 701 656
1 873 005
1 817 814
2 103 862
2 294 468
2. chapitre 622 (frais de conseil)
2 311 666
2 082 038
2 675 383
2 006 376
2 620 714
3. redevance R1
1 108 000
1 144 000
1 173 000
1 256 478
1 273 000
4. participations des communes
140 895
265 226
32 990
1 335 213
1 502 293
5. taux de couverture = (3+4)/(1+2°
31 %
36 %
27 %
63 %
56 %
2.3.-
L
ES COMPTES NE DONNENT PAS UNE IMAGE FIDELE DU RESULTAT DE FONCTIONNEMENT
2.3.1. La présentation et la lisibilité des comptes du Sipperec doivent être améliorées
a)
L’obligation de présentation fonctionnelle du budget
Conformément aux dispositions de l’article R. 5212-1-1 du CGCT, reprises par l’instruction
M14
(13)
, les syndicats dits à la carte, institués par l’article L. 5212-16 dudit code, ont l’obligation
de compléter la présentation du budget par
« un tableau récapitulatif croisant les comptes par
nature et les compétences déléguées par les communes adhérentes, faisant l’objet s’il y a lieu de
budgets annexes au budget principal. Les dépenses d'administration générale sont réparties à
l'intérieur de chaque budget annexe ou subdivision correspondant à ces compétences »
.
(13)
Paragraphe 4.1.2, cas particulier des syndicats à la carte mentionnés à l’article L. 5212-16 du CGCT.
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Une telle présentation permet, en effet, de distinguer les dépenses d’administration générale des
dépenses afférentes à chacune des compétences du syndicat et de calculer les contributions de
chaque commune adhérente au regard des compétences qu’elle a effectivement transférées. Or,
cette exigence n’est pas satisfaite.
Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre, le syndicat a fait valoir qu’il ne
demandait aucune contribution à ses adhérents, comme il pourrait le faire sur le fondement
des articles L. 5212-19 et L. 5212-20 du CGCT et que, de ce fait, il n’éprouvait pas le besoin
d’une présentation fonctionnelle de son budget. Il s’est doté, ajoute-t-il, d’une comptabilité
analytique par activités qui va bien au-delà des exigences de l’instruction M14.
Le fait que l’organisme se soit doté d’une comptabilité analytique qui lui permette, pour ses
besoins propres, de suivre les coûts et recettes afférents à chaque activité, est une très bonne
chose. Mais, en tant que tel, il ne répond pas à l’exigence de transparence voulue par
l‘instruction budgétaire et comptable M14, qui impose de publier des comptes présentés de
façon fonctionnelle par activité principale, afin de faire apparaître les charges et les produits
directement rattachables à chaque activité.
b)
L’enregistrement de certaines opérations ne devrait pas s’effectuer au sein de la
section de fonctionnement
-
Les investissements dont le syndicat n’est pas propriétaire
(
enfouissement des
réseaux de télécommunication appartenant à France Télécom) ne devraient pas
être imputés à la section de fonctionnement de son compte.
Les opérations d’enfouissement des réseaux de télécommunication sont effectuées, quasi
systématiquement, de manière concomitante à celles du réseau électrique. Elles ont représenté
un montant de 7,2 M€, en 2006, et de 6,8 M€, en 2010. Le mécanisme financier est le suivant :
- la collectivité bénéficiaire finance 100 % du coût TTC des travaux, déduction faite de la
participation versée par les opérateurs de télécommunication ;
- le syndicat engage la totalité du montant prévisionnel des études et des travaux, ainsi que
la participation de la collectivité, dès la signature de la convention ;
- la durée de réalisation des chantiers d’enfouissement étant supérieure à l’année (de 18 à
30 mois), le suivi comptable des opérations génère des restes à réaliser.
Les dépenses sont imputées à la section de fonctionnement (articles 604/605), dans la mesure où
elles n’entrent pas dans le patrimoine du syndicat. Elles sont refacturées TTC aux collectivités
concernées, les recettes correspondantes étant imputées aux articles 705
« Etudes »
et 704
« Travaux »
. Le syndicat perçoit une rémunération de 5 % du montant hors taxes (HT) des
travaux, celle-ci étant comptabilisée au chapitre 747.
Il apparaît que ces opérations devraient, à l’exception de la rémunération du syndicat, être
enregistrées en comptes de tiers, dans la mesure où elles sont financièrement transparentes pour
le syndicat et qu’elles n’affectent en aucune manière son patrimoine. L’instruction M14 précise
que les comptes 60 à 68 ne doivent pas enregistrer les montants affectés à des investissements
ou à des placements, qui sont à inscrire directement dans les comptes 20 à 27 ou 50 et que seuls
les travaux en régie doivent transiter par des comptes de charges, ce qui n’est pas le cas en
l’espèce, puisque le syndicat n’est pas propriétaire des immobilisations concernées.
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Les dispositions applicables de l’instruction budgétaire et comptable M14 sont explicites sur
ce point : le compte 458
« Opérations d’investissement sous mandat »
enregistre les
opérations sous mandat, notamment celles qui sont réalisées en application des dispositions de
la loi n° 85-704 du 12 juillet 1985 relative à la maîtrise d’ouvrage publique ou effectuées dans
le cadre des groupements de commandes, en application de l’article 8 du code des marchés
publics.
-
L’imputation du fonds de partenariat et de la redevance R2 en section de
fonctionnement génère un sur-excédent de la section de fonctionnement, dans la
mesure où ces recettes couvrent exclusivement des dépenses d’investissement
L’imputation des recettes du fonds de partenariat (13 M€ par an) et de la redevance R2
(14)
(4,3 M€ par an) en section de fonctionnement, alors que celles-ci financent quasi-exclusivement
des dépenses d’investissement, génère un virement d’un montant élevé de la section de
fonctionnement à la section d’investissement, ainsi que des restes à réaliser (RAR), ce qui
affecte la lisibilité des comptes.
Ces recettes sont comptabilisées comme des recettes de fonctionnement du syndicat, alors qu’à
l’exception des frais de maîtrise d’ouvrage perçus par le syndicat pour l’enfouissement du
réseau électrique aérien, le fonds ne finance que des dépenses d’investissement. Les
subventions dont bénéficient les communes pour les travaux éligibles au fonds de partenariat
sont versées par le syndicat et ce dernier est, ensuite, crédité des mêmes sommes par le fonds de
partenariat, géré par ERDF.
Les appels de fonds donnent lieu à l’émission de titres de recettes imputés en section de
fonctionnement et le solde disponible
(15)
en fin d’exercice fait l’objet d’un rattachement.
Les dépenses engagées, mais non mandatées sur le fonds de partenariat, sont inscrites en restes
à réaliser, l’intégralité du montant du fonds disponible étant, année après année, engagée et
affectée à des opérations bien identifiées (nature de travaux, localisation et maître d’ouvrage).
Ce rattachement aboutit à augmenter le résultat de la section de fonctionnement, avant restes à
réaliser, dans des proportions significatives et croissantes :
Montant du fonds de partenariat rattaché en fin d’exercice
(en M€)
2007
2008
2009
2010
FP années antérieures
5,2
4,8
4,8
5,1
FP année N
4,4
4,4
10,8
10,6
Total
9,6
9,2
15,6
15,7
Les recettes du fonds de partenariat sont rattachées, chaque année, à l’exercice, alors que les
dépenses correspondantes sont retracées en restes à réaliser, ce qui génère un sur-excédent de la
section de fonctionnement, avant prise en compte des restes à réaliser. Dans sa réponse aux
observations provisoires de la chambre, le syndicat fait valoir que le fonds de partenariat
correspond à un droit irrévocable né au cours de l’exercice. La chambre observe, néanmoins,
que ce droit n’existe que si une dépense a été engagée à due concurrence, en fonction des
programmes d’investissement des communes membres.
(14)
La redevance versée par un concessionnaire constitue pour le concédant une recette de fonctionnement.
(15)
Le fonds de partenariat ne fait pas l’objet d’un versement annuel par le concessionnaire, mais de versements au fil de
l’eau, sur la base des titres de recettes émis par le syndicat.
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23/38
Il semblerait, ainsi, plus cohérent d’enregistrer le solde du fonds de partenariat en recettes des
restes à réaliser, au même titre que les dépenses qui lui sont liées.
En ce qui concerne la redevance R2, le syndicat la comptabilise en produits de fonctionnement,
au compte 757, destiné à enregistrer les
« redevances perçues sur les fermiers et les
concessionnaires »
, selon les termes de l’instruction budgétaire et comptable M14. Or, la
redevance R2 est contractuellement affectée au financement de dépenses d’investissement. Elle
devrait, donc, être comptabilisée directement en section d’investissement, au compte 1022
« Fonds globalisés d’investissement »
, qui enregistre les recettes affectées par la loi au
financement global de la section d’investissement, ce qui permettrait de s’assurer qu’elle est
intégralement affectée à la couverture de dépenses d’équipement.
Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre, le syndicat fait valoir qu’il existe
des cas où l’instruction M14 ci-dessus mentionnée classe en section de fonctionnement une
recette finançant en tout ou partie de l’investissement, qu’il en est ainsi du versement
transport ou des redevances d’affermage et que le compte 1022 est réservé à l’imputation des
recettes affectées en totalité par la loi à la section d’investissement.
La chambre estime, quant à elle, qu’aux termes de la convention de concession, la redevance R2
est affectée au financement des investissements, qu’il s’agit d’une recette d’investissement par
destination et que, de ce fait, elle doit être imputée directement à la section d’investissement.
2.3.2. La situation financière du syndicat
Les véritables recettes propres de fonctionnement du syndicat, au titre de la compétence
électricité, sont les suivantes :
- redevance R1, pour les frais de fonctionnement : 1,25 M€ en 2009 ;
- rémunération perçue au titre de la maîtrise d’ouvrage des travaux d’enfouissement des
réseaux électriques et de télécommunication, à partir de 2006 ;
- rémunération perçue pour l’activité de collecte de la taxe finale sur la consommation de
l’électricité (TFCE) et la gestion de subventions (1 % éclairage public) ;
- rémunération perçue pour le contrôle des raccordements : 175 000 € en 2010 ;
- rémunération de l’activité photovoltaïque : 90 000 € en 2010.
Le résultat de fonctionnement excédentaire du Sipperec résulte donc, dans une très large
mesure, des anomalies suivantes :
- l’enregistrement de la redevance R2 en section de fonctionnement, alors qu’elle sert
exclusivement à financer la section d’investissement ;
- le mode de comptabilisation du fonds de partenariat, alors que le solde disponible,
chaque année, devrait être comptabilisé en restes à réaliser et non rattaché aux produits
de l’année.
Comme indiqué ci-dessus, des flux financiers importants retracés en section de
fonctionnement relèvent, en fait, soit de la section d’investissement, soit des comptes de tiers.
Si le syndicat n’a, ainsi, pas de problème d’équilibre budgétaire, sous réserve de l’évolution
de ses charges de personnel, propres ou externalisées, il doit être attentif à l’évolution de son
besoin en fonds de roulement et de sa trésorerie. Ses besoins en trésorerie sont, à ce stade,
largement couverts par une ligne de crédit revolving, ainsi que par des possibilités de tirage
d’acomptes sur le fonds de partenariat.
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III- LES OBLIGATIONS DU CONCESSIONNAIRE A L’EGARD DE L’AUTORITE
CONCEDANTE
Trois obligations sont inégalement satisfaites :
- la reddition d’informations financières et comptables ;
- la qualité de service ;
- les engagements en matière d’investissement.
3.1.
L
A
QUALITE
DE
L
’
INFORMATION
FINANCIERE
ET
COMPTABLE
FOURNIE
PAR
LE
CONCESSIONNAIRE
Afin de permettre à l’autorité concédante de s’acquitter correctement de ses missions de
contrôle, la qualité de l’information financière et comptable fournie par le concessionnaire
doit être améliorée, en particulier sur les deux points suivants : la lisibilité et l’exhaustivité de
l’information.
3.1.1. La lisibilité de l’information fournie
a)
Obligations légales
Les obligations fixées par la loi aux organismes de distribution d’électricité sont beaucoup
moins détaillées que celles applicables aux autres délégataires de service public, l’article
L. 1411-3 du CGCT n’étant pas applicable aux concessions d’électricité.
b)
Stipulations contractuelles
L’article 32 C du cahier des charges de la concession précise les obligations du
concessionnaire en matière de reddition d’informations. S’agissant plus particulièrement des
obligations financières et comptables, il indique que
« le compte rendu annuel comprendra la
présentation des principaux éléments du compte d’exploitation au niveau géographique
compatible avec l’obtention de données comptables et financières significatives, ainsi qu’une
information sur les perspectives d’évolution du réseau et d’organisation du service
envisagées pour l’avenir par le concessionnaire »
.
c)
Normes comptables
Le guide comptable 1975 des entreprises concessionnaires pose le principe général selon
lequel
« l’entreprise concessionnaire doit distinguer l’activité de chacune de ses concessions
ou de chaque catégorie de concessions dans des comptes de gestion et de résultats appropriés
(les techniques utilisées pouvant relever de la comptabilité générale ou de la comptabilité
analytique) »
.
Des dérogations peuvent être apportées à ce principe, en accord avec l’autorité
concédante, lorsque la production d’une information comptable par concession serait
« trop
coûteuse pour être praticable »
.
ERDF fonde, pour sa part, sa position sur un avis du Conseil national de la comptabilité
(CNC) de 1984 relatif au plan comptable d’EDF, aux termes duquel
« l’établissement, ne
pouvant fournir de compte de résultat significatif par concession, est dispensé de cette
obligation. En effet, les tarifs de fourniture d’électricité sont fixés au plan national et non au
niveau de la concession. Les produits spécifiques des concessions, forces hydrauliques et
réseau d’alimentation générale, ne sont pas déterminés »
.
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d)
Mise en cause de la qualité des informations produites
Un litige opposant devant le juge administratif
(16)
le syndicat et son concessionnaire porte sur le
point de savoir si le caractère significatif des informations produites doit être apprécié au regard des
obligations du concédant ou de celles du concessionnaire.
Du point de vue d’ERDF, concessionnaire obligé sur 95 % du territoire national, l’équilibre
économique et financier de son activité est évalué à l’échelle nationale, ce qui facilite, par
ailleurs, l’élaboration d’un tarif national unique de l’électricité.
Les tarifs d’accès au réseau étant identiques sur l’ensemble du territoire, il n’existe pas de
corrélation entre les coûts supportés sur une concession donnée et les recettes qu’elle génère.
Ainsi, alors que, dans une concession classique, le concessionnaire s’engage sur un niveau de
prix et de qualité du service rendu, dans le cas des concessions d’électricité, le prix est fixé de
façon exogène.
D’un point de vue économique, l’établissement de données financières et comptables à la
maille de la concession est donc peu pertinent pour le concessionnaire.
ERDF met également en avant le coût de production d’éléments financiers plus détaillés
calculés au périmètre de la concession. Il indique, par exemple, que l’établissement d’un bilan
à l’échelle d’une concession nécessiterait la création de frontières aux bornes de chaque
concession, avec, notamment, la pose de compteurs, ce qui, au surplus, n’est pas dans la
logique du réseau actuel.
Si l’établissement de données financières et comptables à la maille de la concession est peu
pertinent pour le concessionnaire, force est, toutefois, de reconnaître que l’autorité concédante
est dans son rôle lorsqu’elle souhaite disposer des informations utiles à l’exercice de sa
mission de contrôle du concessionnaire ou de suivi de ses intérêts patrimoniaux.
En effet, quel que soit le mode de calcul des charges et des produits de la concession, qu’ils
soient calculés directement à la maille de la concession ou qu’ils soient affectés au moyen
d’une comptabilité analytique, les données produites doivent être exploitables par l’autorité
concédante.
Or, tel n’est pas le cas des Crac produits, chaque année, par ERDF.
Ainsi, les recettes de raccordement directement rattachables à la concession sont calculées
selon une clé de répartition, qui est le nombre de clients desservis. Les reprises de provisions
ne sont pas expliquées et elles étaient même globalisées, jusqu’en 2008, dans une rubrique
comprenant la production stockée et d’autres produits.
La lisibilité des données fournies est, par ailleurs, altérée par des changements de méthodes
comptables, ce qui empêche de comparer les performances du concessionnaire dans le temps. Or,
certains changements ont affecté, de façon substantielle, des postes de charges importants : la
modification du mode de calcul des provisions pour renouvellement, par exemple, ou le périmètre
des charges calculées pour le personnel, en 2005 et en 2010.
(16)
Depuis le Crac 2004, le comité syndical du Sipperec refuse de donner acte à EDF/ERDF de ses Crac. Le Sipperec considère
qu’ils sont incomplets, au regard de l’article 32 C du cahier des charges. Après des mises en demeure infructueuses à l’encontre
d’ERDF, le Sipperec a appliqué des pénalités de retard et émis 35 titres de recettes, pour un montant total de 4,183 M€, en
application de l’article 32 D du contrat de concession. Le tribunal administratif de Paris a considéré, dans 28 jugements rendus le
9 juillet 2010 et 4 jugements rendus le 10 juin 2011, que les Crac fournis par ERDF étaient complets et conformes aux stipulations
du cahier des charges de la concession
« qui ne mettent à la charge du concessionnaire que la fourniture de données financières et
comptables générales »
. L’appel formé par le Sipperec est toujours pendant devant la cour administrative d’appel de Paris.
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En dépit des efforts réels effectués par ERDF pour améliorer la qualité des Crac, au cours de
ces dernières années, certaines informations nécessaires pour que l’autorité concédante puisse
exercer son devoir de contrôle ne sont pas encore disponibles.
3.1.2. L’information fournie doit être complétée
a)
La question des provisions pour renouvellement
La question du devenir des provisions pour renouvellement est un sujet de préoccupation
majeur pour le syndicat. Dans les comptes financiers d’ERDF, dont les données pertinentes sont
reproduites dans le tableau ci-dessous, ces provisions atteignaient, fin 2010, pour l’ensemble
des concessions, 10,84 Mds €
(17)
, dont 466 M€, pour la seule concession du syndicat.
ACTIF
PASSIF
IMMOBILISATIONS
NETTES
44,68 Mds €
-
dont
concessions* :
37,21 Mds €
-
dont biens propres :
3,25 Mds €
(postes sources)
CAPITAUX PROPRES
31,5 Mds €
-
dont capitaux propres : 2,93 Mds € ;
-
dont comptes spécifiques des
concessions* : 28,56 Mds € = (E)
_
Financé par le
concédant :
(A)
CONTRE VALEUR DES
BIENS FIGURANT À
L’ACTIF
37,21 Mds €
(B)
Financé par EDF et
non encore amorti =
CREANCE SUR
LE CONCEDANT
(C)
DETTE SUR LE
CONCEDANT
= amortissement du
financement du concédant
STOCK et CREANCES
3,84 Mds €
PROVISION POUR RISQUES ET
CHARGES
13,03 Mds €
-
dont provisions pour
renouvellement* : 10,84 Mds €
(
E) = (A) –(B) + (C)
(D)
PROVISIONS POUR
RENOUVELLEMENT
10,84 Mds €
TRESORERIE
0,004 Mds €
DETTES
4,05 Mds €
- dont dettes financières : 0,03 Mds €
* Ces passifs sont représentatifs des droits et obligations contractuels des cahiers des charges des concessions et sont
annuellement présentés aux concédants. Ils comprennent :
-
l’amortissement constitué sur la partie des biens financés par le concédant, s’agissant des biens pour lesquels ERDF est
maître d’ouvrage du renouvellement (C) ;
-
la provision pour renouvellement, assise sur la différence entre la valeur de renouvellement à la date d’arrêté des
comptes et la valeur d’origine, pour les seuls biens renouvelables avant le terme de la concession (D) ;
-
le financement du concessionnaire non amorti, comptabilisé en valeur historique, les contrats prévoyant, par ailleurs,
que ce financement fasse l’objet d’une réévaluation en cas de fin de concession (B).
Ce sont les normes comptables en vigueur et les stipulations contractuelles, en l’absence de
règles de nature légale comme pour d’autres secteurs économiques (distribution d’eau potable
notamment), qui régissent les provisions pour renouvellement.
Ainsi, les provisions pour renouvellement sont :
a)
en cours de contrat :
-
soit consommées, lors du renouvellement effectif du bien, et changent alors d’affectation
au passif des comptes du concessionnaire : de provisions, elles deviennent droits du
concédant et, en fin de contrat, elles viennent donc diminuer la valeur de reprise par
l’autorité concédante des biens non amortis ;
-
soit devenues sans objet : si le renouvellement du bien n’a finalement pas lieu, s’il est
réalisé par le concédant au lieu du concessionnaire, ou s’avère moins coûteux que prévu, ou
s’il y a un changement de méthode comptable, ou un changement d’estimation de la durée
d’utilité de certains matériels
(18)
, elles sont reprises en compte de résultat.
(17)
Md€ : milliard d’euros.
(18)
Ce changement de durée de vie peut se traduire soit par une reprise, en cas d’allongement de la durée de vie, soit par une
dotation complémentaire, dans l’hypothèse inverse.
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b)
en fin de contrat :
- faute de dispositions législatives existant en la matière, comme dans le domaine de
l’eau et de l’assainissement, ce sont les stipulations contractuelles qui trouvent
prioritairement à s’appliquer au solde des provisions pour renouvellement figurant
au passif des comptes du concessionnaire ;
- s’agissant des concessions de distributions d’électricité, l’article 31 A du cahier des
charges type, repris à l’identique dans le contrat de concession entre le syndicat et
ERDF, prévoit que :
a)
« en cas de renouvellement de la concession, l’excédent éventuel des provisions
constituées par le concessionnaire pour le renouvellement ultérieur des ouvrages
concédés, par rapport aux sommes nécessaires pour ces opérations, sera remis à
l’autorité concédante, qui aura l’obligation de l’affecter à des travaux sur le réseau
concédé, à l’exclusion de toute autre dépense ».
b)
« en cas de non renouvellement de la concession :
a) le concessionnaire recevra de l’autorité concédante une indemnité égale à la valeur non
amortie réévaluée des ouvrages faisant partie de la concession dans la proportion de sa
participation à leur établissement. Cette réévaluation sera déterminée par référence au
taux moyen des financements à long terme du concessionnaire.
b) Le concessionnaire reversera à l’autorité concédante le solde des provisions constituées
pour le renouvellement ultérieur desdits ouvrages, complété des amortissements
industriels constitués dans la proportion de la participation du concédant ».
Les deux problèmes auxquels le syndicat est confronté dans l’exercice de sa mission de
contrôle sont donc les suivants :
1°) S’assurer que le niveau des provisions a été correctement dimensionné par rapport aux
besoins, que celles-ci ont, ensuite, été utilisées conformément à leur objet et que la part des
renouvellements qu’elles ont servi à financer ne donnera pas lieu à l’indemnisation du
concessionnaire en fin de contrat. Or, comme on l’a vu ci-dessus, les informations
patrimoniales données par le concessionnaire ne permettent pas au concédant d’exercer
pleinement cette mission
(19)
.
2°) Connaître précisément le devenir des provisions pour renouvellement non utilisées à
l’échéance de la concession.
Sur ce second point, le syndicat a indiqué que son concessionnaire avait refusé, lors de la
négociation du dernier avenant à la convention, en avril 2011, d’acter le principe d’un
reversement à l’autorité concédante du solde des provisions non consommées en fin de contrat.
(19)
Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre ci-dessus mentionnée, ERDF a indiqué que le concédant peut
vérifier, cas par cas, en ce qui concerne les derniers biens renouvelés, que la provision pour renouvellement affectée à un
ouvrage à renouveler est bien venue incrémenter les droits du concédant sur le bien renouvelé. Il a reconnu qu’il n’existe pas
de tableau synthétique relatif à la variation de la provision pour renouvellement (faisant apparaître les dotations, les reprises
et les provisions utilisées à des fins de renouvellement) établi au périmètre de la concession, tout en s’engageant à l’établir
pour l’avenir.
S2-2120307 : BB
28/38
Bien que les stipulations contractuelles semblent relativement claires en faveur de ce principe, il
convient, néanmoins, d’examiner si un tel reversement ne viendrait pas bouleverser l’équilibre
économique et financier du contrat, au regard, notamment, de la façon dont la rémunération du
concessionnaire a évolué, postérieurement à la signature de la convention de concession.
En effet, en règle générale, les dotations aux provisions pour renouvellement sont répercutées
dans le prix facturé par le concessionnaire, lorsque ce dernier a la liberté de le fixer
(20)
. Dans le
cas de la distribution d’électricité, la rémunération du concessionnaire est fixée nationalement
par l’organisme en charge de la régulation du secteur, la Commission de régulation de l’énergie
(Cre), au moyen du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe).
Il s’agit donc de savoir si les provisions pour renouvellement
(21)
sont financées par le Turpe,
qui rémunère les charges de fonctionnement, à hauteur de 70 % environ, mais aussi celles
liées à l’investissement (dotations aux amortissements et coût en capital d’ERDF).
Cette question fait l’objet d’un recours devant le Conseil d’Etat, à l’initiative du Sipperec et de
Direct Energie. Le Conseil d’Etat, a décidé, le 23 mai 2012, de nommer un expert chargé de
l’éclairer sur les points suivants :
- comment apprécier le coût moyen pondéré du capital lorsque les actifs d'une société
comprennent des biens propriété du concédant et ont pour contrepartie, à son passif, non
seulement des capitaux propres et des emprunts, mais également des comptes
spécifiques aux concessions, notamment les droits des concédants ;
- et, d'autre part, quels sont les retraitements à opérer en cas de passage d'une approche
comptable des charges de capital à une approche économique, fondée sur le coût moyen
pondéré du capital investi.
b)
Le mode de calcul du
« ticket de sortie »
en cas d’application des dispositions de
l’article 31 B du cahier des charges
Aux termes de l’article 31 B du cahier des charges de la concession, l’autorité concédante a la
faculté de ne pas renouveler la concession si le maintien du service ne présente plus d'intérêt,
soit par suite de circonstances économiques ou techniques de caractère permanent, soit parce
que l'autorité concédante juge préférable d'organiser un service nouveau tenant compte des
progrès de la science.
Dans ce cas, le bilan de la concession doit faire ressortir l’ensemble des droits et des devoirs
du concédant à l’égard du concessionnaire.
(20)
Selon le guide CNC des concessions, lorsqu’une clause spécifique du contrat de concession prescrit au concessionnaire de
verser au concédant, à l’expiration de la concession, le montant de l’amortissement pour dépréciation et de la provision pour
renouvellement pratiqués pour son compte, les coûts des biens et services livrés par le concessionnaire doivent tenir compte de
cette charge.
(21)
En 2010, elles représentent une charge d’exploitation de 488,2 M€ (dotations aux provisions) et un passif de 10,7 Md€
pour ERDF ; à l’échelle de la concession passée avec le Sipperec, les dotations aux provisions, au titre de 2010, s’élèvent à
18,2 M€ et le stock de provisions enregistré au passif se monte à 465,9 M€.
S2-2120307 : BB
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Le schéma ci-après présente l’état patrimonial de la concession, tel qu’il ressort des données
communiquées par ERDF dans le Crac de l’exercice 2010 :
(E)
Droits du
concédant hors
provisions de
renouvellement
810 M€
_
Financé par le
concédant :
478 M€
(A)
CONTRE VALEUR
DES BIENS
FIGURANT À
L’ACTIF
933 M€
(B)
Financé par EDF et
non encore amorti =
CREANCE SUR LE
CONCEDANT
455 M€
(C)
DETTE SUR LE
CONCEDANT
= amortissement du
financement du
concédant
332 M€
(D)
PROVISIONS POUR
RENOUVELLEMENT
466 M€
Pour ERDF
(22)
, les droits du concédant (E) s’élèvent, fin 2010, à 810 M€, somme des droits
sur les ouvrages existants (A - B) et des droits sur les ouvrages futurs (C). Ce calcul ne tient
pas compte des provisions pour renouvellement. ERDF n’indique pas non plus comment
s’appliqueraient les stipulations de l’article 31 du cahier des charges de la concession
prévoyant que la valeur nette comptable des financements d’ERDF (B, soit 455 M€ à la fin de
2010) soit réévaluée selon l’indice des taux du marché obligataire (TMO)
(23)
. Selon le
syndicat, toutefois, sur la base d’une hypothèse moyenne d’ancienneté des biens de 20 ans et
dans la mesure où le taux ci-dessus a été, en moyenne, de 5,4 %, depuis 1991, le terme (B)
actualisé s’établirait à : 455 x (1 + 5,4 %)
(20)
= 1 303 M€.
Le calcul du
« ticket de sortie »
, selon l’article 31 de la convention de concession, s’établirait
donc ainsi, en faveur d’ERDF, à :
Financement du concessionnaire non amorti réévalué calculé par le Sipperec :
1 303 M€
- solde des provisions pour renouvellement
:
466 M€
- amortissement des financements du concédant
:
332 M€
_____________________________________________________
=
505 M€
Ce montant paraît d’autant plus élevé que sa justification paraît peu fondée, depuis que le tarif
de rémunération du concessionnaire, en l’occurrence, le Turpe, couvre déjà la rémunération des
capitaux mis en oeuvre pour financer les immobilisations non amorties, au taux de 7,25 %. Car
la réévaluation au taux du marché (TM) des financements du concessionnaire restant à amortir
vise à dédommager ERDF du coût de portage, depuis la réalisation de l’investissement.
(22)
Cf.
Crac annuels d’ERDF.
(23)
L’article 31du cahier des charges stipule ceci :
« le concessionnaire recevra de l’autorité concédante une indemnité égale à la valeur
non amortie réévaluée des ouvrages faisant partie de la concession dans la proportion de sa participation à leur établissement. Cette
réévaluation sera déterminée par référence au taux moyen des financements à long terme du concessionnaire. Le concessionnaire
reversera à l’autorité concédante le solde des provisions constituées pour le renouvellement ultérieur desdits ouvrages, compété des
amortissements industriels constitués dans la proportion de la participation du concédant »
.
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Le syndicat considère, ainsi, que la logique économique et comptable voudrait que le
« ticket
de sortie »
soit calculé comme le solde entre les financements apportés par ERDF et ceux
qu’il a récupérés en cours d’exploitation. Ce chiffrage donnait le résultat suivant, fin
2010 : 933 M€ - 478 M€ - 332 M€ - 466 M€ = - 343 M€.
Il existe donc un écart de plus de 800 M€ entre l’interprétation du syndicat (+ 343 M€ en sa
faveur) et celle d’ERDF (+ 505 M€ en sa faveur).
Si l’interprétation d’ERDF devait prévaloir, compte tenu du montant du
« ticket de sortie »
à
verser à cette entreprise (500 M€), il serait difficile pour l’autorité concédante de désintéresser
son concessionnaire actuel au profit d’un nouvel intervenant, sauf à revoir considérablement les
conditions d’exécution du contrat : réduction des exigences en matière d’investissement et/ou
de redevances, acceptation de durées de contrat très longues, par exemple.
C’est pourquoi il est improbable que le dispositif ci-dessus, correspondant aux deux
hypothèses très spécifiques prévues à l’article 31 B du cahier des charges, puisse s’appliquer
dans le cas où la concession prendrait fin du fait de la perte de son monopole par ERDF.
3.2.
L
ES OBLIGATIONS EN MATIERE DE QUALITE DE SERVICE
3.2.1. La qualité du service rendu au niveau de la concession s’est légèrement dégradée,
tout en demeurant largement au-dessus des normes de référence
Les résultats obtenus en matière de qualité sont satisfaisants, même si on observe une
dégradation du critère relatif au nombre de clients en basse tension (BT) mal alimentés,
notamment dans les Hauts-de-Seine.
En ce qui concerne le critère B (temps moyen de coupure), après avoir réalisé sa plus
mauvaise performance au début de la période sous contrôle (2006), conséquence d’une baisse
des investissements des années précédentes, la durée moyenne de coupure a diminué en 2007
et 2008, mais augmenté de nouveau en 2009, du fait, notamment, des coupures liées aux
incidents, plus graves et/ou plus nombreux.
S’il existe, en effet, une certaine corrélation entre le niveau des investissements du
concessionnaire et les résultats obtenus en termes de temps de coupure, la reprise des
investissements, depuis 2005, n’a pas permis, à ce jour, de réduire de façon durable le temps
de coupure au cours de la période sous revue. Mais, il faut reconnaître qu’en cette matière, les
gains sont d’autant plus limités que le niveau de qualité est élevé.
Les évolutions constatées à l’échelle de la concession du Sipperec sont conformes à celles
observées nationalement sur la même période.
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3.2.2. Les exigences du décret de 2007, en matière de qualité de desserte des usagers,
sont peu contraignantes à l’échelle de la concession du Sipperec
Les niveaux de qualité exigés par le décret n° 2007-1826 du 24 décembre 2007 sont moins
contraignants que ceux qui étaient imposés par le précédent décret de 1986. Si ce décret
prévoit, à l’article 21, la possibilité que les contrats de concession comportent des stipulations
plus contraignantes, cette faculté résulte, toutefois, de la libre négociation des parties. De ce
point de vue, la volonté du Sipperec, exprimée lors des négociations d’avril 2010, de modifier
les stipulations du contrat pour adapter le suivi de la qualité de la distribution aux spécificités
du territoire syndical n’a pas été suivie par le concessionnaire. Dans sa réponse aux
observations provisoires de la chambre, ERDF a fait valoir, en effet, que les objectifs fixés par
le décret du 24 novembre 2007 étaient suffisamment contraignants et qu’aller au-delà de ces
derniers, au sein de chaque concession, en fonction de considérations purement locales,
entrerait en contradiction avec le principe d’une régulation et d’un tarif nationaux, ainsi
qu’avec le but poursuivi par les auteurs du décret de limiter les écarts entre départements.
Aux termes du décret du 24 décembre 2007, certains critères de qualité sont effectivement
devenus moins contraignants. Ainsi la marge de tolérance, pour la tenue de tension, a été
élargie, passant de + 6 %/- 10 % à + 10 %/- 10 %. De même, le seuil de plus de 5 % de clients
connaissant une durée annuelle de coupure longue (plus de trois minutes), fixé à 13 heures par
an, paraît beaucoup trop élevé pour le Sipperec, le temps moyen de coupure pour un abonné en
basse tension étant de 30 minutes. Le principe même de la définition de seuils en pourcentage
de clients mal alimentés n’est pas pertinent, car il dilue la présence des clients mal alimentés.
Un indicateur en nombre de clients mal alimentés, sur une localisation géographique donnée,
serait plus adapté.
3.2.3. Le réseau de distribution de la concession est vieillissant
Selon les Crac fournis par le concessionnaire, le réseau HTA a un âge moyen de 25 ans. Le
concessionnaire ne fournit pas d’informations sur l’âge moyen du réseau BT. La répartition du
linéaire de réseau BT, par année de pose, montre que plus de 30 % de ce réseau a été installé en
1946, date retenue par défaut, lorsque le concessionnaire ne dispose pas d’informations fiables.
Ventilation du réseau par tranches d’âge
< 10 ans
de 10 à 20 ans
de 20 à 30 ans
de 30 à 40 ans
> 40 ans
HTA
13 %
34 %
18 %
17 %
18 %
BT
15 %
24 %
17 %
5 %
39 %
Source : Crac 2010
En conclusion, le manque de visibilité sur l’âge des réseaux BT et, dans une moindre mesure,
des réseaux HTA est un obstacle au contrôle de l’autorité concédante, dans la mesure où il
obère son pouvoir d’appréciation de la politique de renouvellement.
Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre, ERDF objecte que sa politique
d’investissement, notamment de renouvellement des ouvrages, n’est pas définie uniquement
en fonction de l’âge des ouvrages, mais repose aussi sur des considérations techniques et de
niveau de qualité. Ainsi, dans le cas du Sipperec, comme dans le cas des grandes villes, la
moyenne d’âge de certains réseaux peut être supérieure à la moyenne nationale sans que le
niveau de qualité cesse d’être largement satisfaisant.
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Il n’en demeure pas moins que les données relatives à l’âge des réseaux ne permettent pas à
l’autorité concédante d’effectuer un contrôle de cohérence de la politique de renouvellement
du concessionnaire.
3.2.4. Une reprise des investissements pendant la période sous revue compensant une
période de baisse
Comme l’illustre le graphique ci-dessous, après une diminution en euros constants depuis
2001, les investissements du concessionnaire ont augmenté à compter de 2006, avec une nette
accélération depuis 2008. Ce sont surtout les dépenses de raccordement, qui ne sont pas
décidées discrétionnairement par ERDF, qui expliquent plus de la moitié de l’augmentation
la plus récente (2009-2010).
Par types d’ouvrages, les dépenses de raccordement ont fortement augmenté depuis 2008,
ainsi que les dépenses sur les postes sources, en 2010. Les dépenses sur le réseau HTA (hors
raccordement) sont, quant à elles, demeurées stables et les dépenses (hors raccordement) sur
le réseau BT ont chuté depuis 2008, après, il est vrai, avoir été multipliées par 2,5 entre 2006
et 2008 (cf. tableau ci-après).
Les données relatives au classement des investissements par catégories doivent, toutefois, être
analysées avec réserve, compte tenu du fait que :
-
ERDF a procédé, à de multiples reprises, à des changements dans le classement des
investissements par catégories (cf. tableau ci-après) ;
-
ERDF a également modifié les règles d’affectation des investissements sur les biens non
localisés : dans le Crac de 2007, l’affectation a été faite au prorata des kWh et, dans le Crac
de 2010, au nombre de clients.
Evolution des investissements par catégories (en milliers d’€)
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
80 000
2006
2007
2008
2009
2010
raccordement (total)
réseau BT hors
raccordement
réseau HTA hors
raccordement
postes source hors
raccordement
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Evolution des investissements de 2006 à 2010
En milliers d’euros
2006
2007
2008
2009
2010
var.moy.annuelle
2006-2010
Postes sources
5 639
3 745
3 851
5 349
13 120
18,40 %
Dépenses sur les postes sources
5 639
Renforcement, Remplacement, Environnement
740
Continuité d'alimentation
3 005
Raccordement utilisateurs et voirie
42
1 461
4 080
renforcement des réseaux
324
1 134
5 438
Sécurité Environnement Obligations réglementaires
252
90
148
Qualité de la desserte
3 229
2 660
3 454
Moyens d’exploitation, SI et logistique
4
4
0
HTA
11 515
9 909
7 798
16 195
15 430
6,03 %
Dépenses d’alimentation des clients nouveaux
7 251
Dépenses de renouvellement du réseau
880
Dépenses de renforcement du réseau
3 384
Renforcement, Remplacement, Environnement
1 065
Développement des réseaux
2 813
Déplacement d'ouvrages
3 830
Continuité d’alimentation
1 649
Climatique
552
Raccordement utilisateurs et voirie
4 382
12 547
11 023
renforcement des réseaux
396
760
267
Sécurité Environnement Obligations réglementaires
0
55
0
Qualité de la desserte
3 020
2 833
4 140
Moyens d'exploitation, SI et logistique
0
0
0
BT
23 835
29 424
46 940
45 892
45 826
13,97 %
Dépenses d’alimentation des clients nouveaux
13 682
Dépenses de renouvellement du réseau
8 887
Dépense de renforcement du réseau
1 266
Renforcement, Remplacement, Environnement
15 043
Développement des réseaux
14 381
Déplacement d’ouvrages
0
Continuité d’alimentation
0
Climatique
0
Raccordement utilisateurs et voirie
22 148
23 424
26 870
renforcement des réseaux
1 489
1 509
1 409
Sécurité Environnement Obligations réglementaires
15 513
15 754
14 672
Qualité de la desserte
3 677
3 633
2 875
Moyens d’exploitation, SI et logistique
4 113
1 572
0
Autres
220
0
1 255
2 840
Ouvrages HTA
220
Ouvrages BT
Moyens d’exploitation, SI et logistique
1 255
2 840
TOTAL
40 989
43 298
58 589
68 691
77 216
13,50 %
TOTAL - sans raccordement
20 056
26 104
32 017
31 259
35 243
11,93 %
PS hors raccordement
5 639
3 745
3 809
3 888
9 040
9,90 %
HTA hors raccordement
4 264
7 096
3 416
3 648
4 407
0,66 %
BT hors raccordement
10 153
15 043
24 792
22 468
18 956
13,30 %
TOTAL - travaux de raccordement
20 933
17 194
26 572
37 432
41 973
14,93 %
Rubriques du Crac 2006
Rubriques du Crac 2007
Rubriques Crac depuis 2008
Source : Crac d’ERDF
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34/38
IV- LA NATURE ET LE MONTANT DES INVESTISSEMENTS CONSTITUENT LA
CLE DE VOUTE DES RELATIONS ENTRE AUTORITE CONCEDANTE ET
CONCESSIONNAIRE
Les clauses essentielles d’un contrat de concession sont, en principe, celles relatives au prix et
à la qualité du service. Faute de maîtriser les prix, fixés de façon exogène, les autorités
concédantes de distribution d’électricité devraient agir sur la seule variable pour laquelle elles
disposent d’un pouvoir d’orientation, en l’occurrence les investissements du concessionnaire.
Elles devraient ainsi s’attacher à obtenir des engagements fermes et précis, et donc vérifiables,
du concessionnaire en matière d’investissement, compte tenu, notamment, du lien existant
entre investissement et qualité du service.
Trois points paraissent devoir faire l’objet d’une attention particulière :
- l’autorité concédante et son concessionnaire devraient disposer d’un diagnostic partagé
sur l’état du réseau et l’évolution des besoins ;
- les priorités des autorités concédantes et du concessionnaire, en termes de choix
d’investissement, devraient converger ;
- dans un contexte de financement contraint, l’autorité concédante devrait obtenir des
engagements suffisamment précis pour être contrôlables sur un programme pluriannuel
d’investissement du concessionnaire.
4.1.
L’
AUTORITE CONCEDANTE ET SON CONCESSIONNAIRE DEVRAIENT DISPOSER D
’
UN
DIAGNOSTIC PARTAGE
Autorité concédante et concessionnaire devraient disposer d’un diagnostic partagé sur les
forces et faiblesses du réseau de distribution électrique et les évolutions auxquelles il devra
faire face dans les prochaines années.
Les principales évolutions susceptibles d’affecter le réseau de distribution semblent être :
- l’évolution moyenne annuelle de la consommation d’électricité, qui est de 2 à 2,5 % ;
- le développement de la production décentralisée ;
- la proactivité, consistant à réaliser des investissements conduisant à de moindres
consommations : le Sipperec est un acteur de cette réflexion ;
- le
« smart grid »
: l’objectif est d’optimiser, de répartir et de reporter la consommation
au niveau d’un périmètre qui n’est plus le périmètre national.
Pour être en mesure de s’adapter à l’évolution de la demande, il convient d’être en mesure
d’anticiper l’évolution de la consommation électrique en Ile-de-France (particuliers, usines, data
centers, véhicules électriques, évolution du réseau de transports). Quatre à six ans années sont,
en effet, nécessaires pour construire un poste source, et il existe, à cet égard, un projet de
création de sept nouveaux postes sources au cours des cinq prochaines années, pour un coût
estimé entre 30 et 40 M€.
S2-2120307 : BB
35/38
L’avenant précité d’avril 2011 a prévu d’élaborer un schéma directeur des investissements
comprenant les éléments suivants :
-
la localisation des postes sources et le schéma des liaisons HTA structurantes ;
-
les choix techniques retenus : niveaux de tension, gamme de matériels, principes
d’architecture du réseau ;
-
les règles de développement du réseau concédé et de raccordement des utilisateurs ;
-
le niveau de qualité attendu ;
-
la sélection d’indicateurs de suivi.
Il s’agit d’une évolution encourageante, car les engagements du concessionnaire étaient,
jusque-là, trop peu précis pour faire l’objet d’un suivi. La présentation des investissements de
l’année, au niveau de la concession, n’était, en effet, ni détaillée, ni localisée, ni chiffrée de
façon systématique. Les prévisions pluriannuelles, limitées à deux exercices, étaient établies
au niveau régional et non à celui de la concession. Le lien entre investissements et qualité
n’était donc pas établi, les ouvrages non localisés (colonnes montantes, branchements,
dispositifs de comptage et transformateurs) n’apparaissaient pas et l’origine des financements
n’était pas identifiée.
Le Sipperec regrette que le premier schéma directeur des investissements, remis par ERDF à
la fin de 2011, soit insuffisamment détaillé, d’un point de vue technique et financier. Si le
diagnostic du réseau est bien détaillé, les objectifs sont rédigés en des termes très généraux,
qui ne reflètent pas les spécificités de la concession du Sipperec. La partie consacrée aux
investissements ne contient aucune indication de coût. Aucun ordre de priorité entre les
opérations envisagées ni calendrier de réalisation ne sont fournis.
Dans sa réponse aux observations provisoires de la chambre, ERDF précise que, si les
orientations sur les investissements sont présentées localement, sa politique d’investissement
s’inscrit dans une démarche plus globale s’appuyant sur la
« trajectoire »
pluriannuelle
d’investissement définie pour l’ensemble du territoire national et soumise à la Commission de
régulation de l’énergie dans le cadre des discussions sur le tarif. Ceci explique son choix de
présenter localement des orientations, et non des engagements fermes et chiffrés. Toutefois, la
mise en place des conférences départementales devrait apporter des progrès quant à la qualité
des prévisions en matière d’investissements.
4.2.
L
ES PRIORITES DES AUTORITES CONCEDANTES ET DU CONCESSIONNAIRE
,
EN TERMES DE
CHOIX D
’
INVESTISSEMENT
,
DEVRAIENT CONVERGER
Les divergences dans la définition des priorités résultent de différences dans les buts
poursuivis par chacun des deux maîtres d’ouvrage. Ainsi, ERDF considère, tout comme la
Commission de régulation de l’énergie, que l’enfouissement systématique des réseaux n’est
pas forcément prioritaire dans un contexte de rareté de la ressource financière.
On observe, néanmoins, un rapprochement des positions depuis quelques années. Ainsi, le
syndicat a accepté de faire moins de place à l’éclairage public et de dégager des ressources
pour améliorer la qualité : la redevance R2 est utilisée par le syndicat, depuis 2008,
uniquement pour financer l’enfouissement, et les seuls travaux d’éclairage public éligibles au
fonds de partenariat sont ceux qui contribuent à la maîtrise de l’énergie. Le syndicat a
également accepté que le fonds de partenariat finance également, à hauteur de 50 %, une
action visant à améliorer la qualité de la fourniture d’électricité, en équipant, chaque année,
25 postes départs HTA avec des outils de manoeuvre télécommandés et en réduisant ainsi le
temps d’intervention des équipes d’ERDF.
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36/38
Une convention de gestion pour l’amélioration de la qualité, par télécommande des postes de
distribution publique sur le territoire du syndicat, a donc été établie et signée conjointement
par le syndicat et les concessionnaires, le 20 avril 2011. Cette convention a pour objet de
préciser les modalités pratiques de réalisation du programme de travaux, ainsi que
l’échéancier de réalisation. Le syndicat regrette, toutefois, de ne pas avoir été consulté par
ERDF pour la définition des priorités retenues dans la mise en oeuvre de ce programme.
Enfin, la multiplicité de maîtres d’ouvrage entraîne une multiplication de coûts de structure
liée à la superposition de dispositifs de contrôle et de circuits financiers. Lorsque la maîtrise
d’ouvrage est exercée par la commune ou le syndicat, les appels de fonds auprès d’ERDF
nécessitent de rassembler des pièces justificatives. Ainsi, le syndicat, au titre de l’assistance à
maîtrise d’ouvrage, conserve une rémunération de 6 % du montant HT des travaux, perçus sur
le fonds de partenariat, même s’il a transféré la maîtrise d’ouvrage à une commune. La
convention de partenariat a, en effet, prévu, à l’article 6, que
« la maîtrise d’ouvrage exercée
par les services du concessionnaire ou par le syndicat ou par la collectivité maître d’ouvrage
déléguée pour le compte du syndicat lorsqu’il est maître d’ouvrage pour les travaux effectués
sur le réseau concédé sera prise en compte au niveau du chiffrage de chaque chantier. Une
majoration de 6 % sera appliquée au montant HT des travaux relevant des articles 3.1.1,
3.1.2.A (hors éclairage public) ainsi que de l’article 3.2 »
.
Cette somme mise en recouvrement à l’achèvement des travaux, par un titre de recette
spécifique, reste acquise au syndicat, quand bien même ce dernier aurait délégué l’exercice de
la maîtrise d’ouvrage à la commune. Le syndicat estime, pour sa part, que cette rémunération
se justifie par son rôle d’interface entre la commune et le concessionnaire : suivi administratif,
contrôle des pièces, respect des délais.
La coexistence de dispositifs de financement et de contrôle multiples plaide, ainsi, en faveur de
l’unification de la maîtrise d’ouvrage autour d’un programme d’investissement défini
conjointement par l’autorité concédante et le concessionnaire.
4.3.
L
’
AUTORITE CONCEDANTE DEVRAIT S
’
ATTACHER A OBTENIR DES ENGAGEMENTS PRECIS
DU CONCESSIONNAIRE
Une fois les priorités communes définies, l’autorité concédante devrait obtenir du concessionnaire
des engagements suffisamment précis pour être contrôlables, sur un programme pluriannuel
d’investissement. Or, le choix et le volume des investissements sont, parfois, dictés par des
contraintes qui dépassent le cadre de la seule concession.
Le niveau des investissements est déterminé globalement par le Turpe, qui permet de financer
un ensemble d’investissements estimé nécessaire au maintien de la qualité, mais cela implique
aussi qu’ERDF respecte le montant d’investissement défini par la CRE, dans sa
« trajectoire
de redressement ciblé de la qualité »
.
Au niveau national, ERDF dispose d’une capacité d’investissement financée par le Turpe
d’environ 2,6 Md€
par an. Ce montant est réparti entre les directions régionales, en fonction
des besoins du territoire et de ses caractéristiques : évolution de la demande, état des
infrastructures, notamment. L’enveloppe allouée à la région Ile-de-France s’élevait ainsi, en
2011, à 272 M€
(24)
pour l’investissement et à 600 M€
(25)
pour le fonctionnement.
(24)
Source : présentation ERDF novembre 2009 du programme de travail 2009-2011.
(25)
Source : ERDF, entretien avec JC Millien, le 19 octobre 2011.
S2-2120307 : BB
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Dans le cadre infra-régional, la répartition de l’enveloppe varie en fonction des priorités définies
par ERDF et des capacités de négociation de chaque autorité concédante. Pour l’autorité
concédante, l’enjeu est donc d’obtenir le maximum d’investissements dans le périmètre de la
concession.
Ce jeu à somme nulle ne semble pas être le mieux à même de garantir l’allocation optimale
des financements disponibles pour l’investissement.
Il serait donc nécessaire de mieux faire coïncider une approche descendante, définie
nationalement, et une approche ascendante, fondée sur une analyse des besoins du territoire
qui serait faite, non seulement par ERDF, mais aussi par les autorités concédantes. Le rapport
de la Cre sur la qualité de l’alimentation électrique indique, en effet, qu’il est indispensable
qu’ERDF soit plus transparent sur ses programmes d’investissement et explique, en
particulier, pourquoi il est important d’investir dans tel endroit plutôt que dans tel autre, car,
au-delà du montant global des investissements, leur répartition géographique est également
déterminante.
Les conférences départementales, instituées par l’article 21 de la loi
« Nome »
et réunies sous
l’égide du préfet, pourraient être le lieu adéquat pour cet exercice d’échanges d’informations,
de transparence et de concertation entre autorités concédantes et concessionnaires.
La question de l’échelle pertinente pour établir une programmation et une coordination des
investissements est, à cet égard, posée. La loi a, en effet, retenu l’échelle départementale pour
organiser une conférence des maîtres d’ouvrage. En Ile-de-France, l’échelle pertinente pour
établir une programmation cohérente des investissements semble être la région. C’est en tout
cas l’analyse qu’en font le Sipperec et les autorités concédantes les plus importantes, en
l’espèce le Sigeif et la ville de Paris, qui ont demandé que la conférence des maîtres d’ouvrage
soit réunie sous l’égide du préfet de région. C’est aussi l’analyse de RTE
(26)
, selon lequel
«
il
apparaît important que la programmation pluriannuelle des investissements sur les réseaux
HTA et les postes sources soit élaborée à la maille de la région Ile-de France »
. Pour le réseau
BT, en revanche, une programmation à une maille plus fine semble pertinente.
C’est pourquoi il apparaît indispensable de réunir périodiquement l’ensemble des principaux
maîtres d’ouvrage, autorités concédantes et concessionnaires intervenant sur le réseau public
de distribution d’électricité francilien.
Or, à ce jour, plus d’un an après l’intervention de la loi
« Nome »
, aucune conférence de
programmation n’a été convoquée en Ile-de-France, que ce soit à l’échelle départementale ou
régionale.
(26)
essentiel-pour-le-maintien-de-la-securite-d-alimentation-electrique-de-paris-et-de-la-region-Ile-de-France-3.
S2-2120307 : BB
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- ANNEXE -
LES PRINCIPAUX INDICATEURS DE LA CONCESSION DE DISTRIBUTION D'ELECTRICITE DU SIPPEREC
2006
2007
2008
2009
2010
Généralités
Nombre de collectivités adhérentes à la compétence
« électricité »
80+Paris (bois de Boulogne et Vincennes)
Nombre d'habitants
3 200 000
3 200 000
3 345 276
3 949 675
4 047 844
Nombre de clients
1 684 862
1 685 486
1 698 920
1 705 537
1 721 096
Durée du contrat
25 ans : 01/01/1995 - 31/12/2019
Consommation totale(GWh)
15 897
15 610
16 612
17 066
17 845
Durée moyenne de coupure (critère B) en mn
32,0
22,8
27,7
31,3
36,7
Redevances
R1(en milliers d’€)
1 108
1 144
1 173
1 256
1 273
R2 (en milliers d’€) dont
3 208
2 758
3 975
4 380
4 279
Dont part électricité (terme B)
654
451
806
791
1 271
Dont part éclairage (terme E)
2 554
2 307
3 169
3 589
3 093
Dont Part TLE (terme T)
- 84
Patrimoine
Linéaire de réseaux BT en km
8 419
8 456
8 475
8 537
8 583
dont réseau aérien
1 411
1 341
1 270
1 210
1 148
dont réseau aérien fil nu
204
150
102
67
35
Linéaire de réseau HT en km
6 610
6 651
6 637
6 660
6 719
Postes de distribution
9 227
9 268
9 028
9 015
9 029
Age moyen des ouvrages
HTA
22 ans
23 ans
24 ans
25 ans
BT
Inconnu
Investissements
Participation ERDF (art 8) (en milliers d’€)
9 944
17 826
16 858
13 761
13 844
Total des investissements bruts du concessionnaire (en milliers d’€) (hors art 8)
40 881
43 298
58 589
68 689
77 217
En euros par client
24
26
34
40
45
Immobilisations concédées (en milliers d’€)
Valeur brute comptable
1 505 584
1 533 446
1 577 885
1 632 780
1 685 657
Amortissements
720 551
752 634
Valeur nette comptable
879 012
870 023
888 860
912 229
933 022
Valeur de remplacement
2 224 214
2 282 610
2 422 619
2 440 178
2 480 067
Provisions de renouvellement
476 091
480 361
469 509
470 774
465 952
dont biens localisés
311 753
319 021
326 048
333 241
337 957
dont biens non localisés
164 325
161 339
143 462
137 533
127 995
% provisions de rvt BNL/BL
52,71 %
50,57 %
44,00 %
41,27 %
37,87 %
Sources : Crac du concessionnaire, rapports d'activité des syndicats, réponses au questionnaire de la chambre