Réf. : ROD2/GB/MDH/
12-168
Bénouville, le 21 mars 2012
RAPPORT D'OBSERVATIONS DÉFINITIVES
SUR LA GESTION
DU SYNDICAT DEPARTEMENTAL D’ENERGIES DE LA MANCHE
(MANCHE)
Années 2006 et suivantes
Rappel de procédure
La chambre a inscrit à son programme l'examen de la gestion du Syndicat départemental
d’énergies de la Manche (SDEM)
à partir de l'année 2006 qui a été confié à M. Rooz, conseiller.
Par lettre en date du 11 mars 2011, le président de la chambre en a informé M. Enguerrand,
l’ordonnateur en fonctions. Mme Besnier ayant succédé à M. Enguerrand le 16 mai 2011, une lettre
de notification d’ouverture du contrôle lui
a été adressée le 30 juin 2011. L’entretien de fin de
contrôle a eu lieu le 11 juillet entre Mme Besnier, accompagnée du directeur du syndicat,
M. Deboislorey, et le rapporteur. Par lettre du 25 juillet 2011, cet entretien a également été
proposé à M. Enguerrand.
Lors de ses deux séances du 30 août et du 22 septembre 2011, la chambre a arrêté ses
observations provisoires portant sur les années 2006 et suivantes. Celles-ci ont été transmises dans
leur intégralité à Mme Besnier et à M. Enguerrand et, pour les parties qui le concernent, à ERDF.
Mme Besnier et ERDF ont répondu et, sur sa demande, Mme Besnier a été entendue par la
chambre.
Après avoir entendu le rapporteur, la chambre a arrêté, le 6 février 2012, le présent
rapport d'observations définitives.
Le rapport a été communiqué à la présidente du syndicat en fonctions et à son
prédécesseur en fonctions au cours de la période examinée
.
Ce rapport, auquel est jointe la réponse
de la présidente en fonctions qui engage sa seule responsabilité, devra être communiqué par la
présidente à son assemblée délibérante lors de la plus proche réunion suivant sa réception. Il fera
l'objet d'une inscription à l'ordre du jour, sera joint à la convocation adressée à chacun de ses
membres et donnera lieu à un débat.
Ce rapport sera, ensuite, communicable à toute personne qui en ferait la demande en
application des dispositions de la loi n° 78-753 du 17 juillet 1978.
2/36
Principales observations
Le contrôle de la gestion du syndicat départemental d’énergies de La Manche (SDEM)
s’inscrit dans le cadre d’une enquête inter-juridictions financières sur les concessions d’électricité.
La distribution d’électricité est un service public local qui relève de la compétence des
communes ou de leurs établissements publics de coopération mais nécessairement géré par
Electricité Réseau Distribution France (ERDF), filiale d’EDF, ou l’un des distributeurs non
nationalisés en 1946. Le SDEM et ERDF ont conclu en 1994 un contrat de concession pour une
durée de trente ans.
Le SDEM est un syndicat mixte ouvert créé en 1993. Il ne regroupe pas toutes les
communes du département. C’est ainsi que les communes les plus importantes (Cherbourg-
Octeville, Saint-Lô, Avranches, Équeurdreville-Hainneville et Tourlaville) n’en font pas partie. En
avril 2011, il comprenait 57 membres représentant 68% de la population du département.
De ce fait, La Manche est dotée de 16 autorités en charge de l’organisation du réseau de
distribution électrique, ce qui est irrégulier au regard des dispositions de la loi n° 2006-1537 du
7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie, qui, par son article 33 (codifié à l’article
L. 2224-31-IV du CGCT) a prévu l’instauration, dans un délai qui se terminait fin 2007, d’une
autorité organisatrice unique de la distribution d’électricité sur l’ensemble du territoire
départemental.
La loi du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité dispose que la maîtrise
d’ouvrage des opérations d’électrification est exercée par le concessionnaire mais peut être dévolue
au concédant pour certains travaux. A cet égard, la convention de concession précise que le
concédant assure la maîtrise d’ouvrage pour le réseau de basse tension, en zone rurale, lorsque les
travaux portent sur le renforcement et la sécurisation du réseau et l’effacement des lignes. Depuis
2005, les membres du SDEM lui ont transféré la compétence de maître d’ouvrage des travaux sur le
réseau d’électricité.
Ce transfert aurait dû s’accompagner du transfert des ouvrages construits par les membres
du syndicat, ce qui n’a pas été le cas. Ces ouvrages ne figurent pas à l’actif du bilan du SDEM.
Par ailleurs, dans le cadre des travaux de mise en souterrain des réseaux électriques et de
télécommunications menés en commun par le SDEM et France Télécom, les communes membres
remboursent à France Télécom les coûts de câblage et au SDEM les coûts de génie civil relatifs aux
travaux sur le réseau électrique. Ces opérations sont régies par l’article L. 2224-35 du CGCT qui
s’applique aux collectivités territoriales, aux établissements publics de coopération et aux
gestionnaires de réseau. Or, le SDEM, syndicat mixte, n’est ni collectivité territoriale ni
établissement public de coopération. Par conséquent, le financement par les communes des
opérations de mise en souterrain
des réseaux menées conjointement par le SDEM et France
Télécom est irrégulier.
3/36
Les travaux réalisés sous maîtrise d’ouvrage du SDEM sont financés à 47 % par le fonds
d’amortissement des charges d’électrification (FACE)
1
, à 31 % par des versements de ses membres
et à 17 % par les redevances de concession versées par ERDF au syndicat.
Les ressources de ses membres proviennent notamment de la taxe sur la consommation
finale d’électricité (TCFE), jusqu’en 2010 taxe locale sur l’électricité (TLE), qui leur est versée par
EDF. Ce versement est irrégulier, l’article 23 de la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle
organisation du marché de l’électricité, dite loi NOME, réservant la perception de cette taxe à
l’autorité organisatrice. Toutefois, un système transitoire a été mis en place autorisant la perception
par les collectivités territoriales et les EPCI de la TCFE en 2011 s’ils la percevaient en 2010. Par
délibération du 19 septembre 2011, le syndicat a décidé de mettre fin au versement de la TCFE à ses
membres à compter du 1
er
janvier 2012.
S’agissant de la qualité de l’électricité, elle est mesurée par la tenue de la tension et la
continuité de l’alimentation électrique.
Selon l’article L. 322-12 du code de l’énergie, les niveaux de qualité sont fixés par les
cahiers des charges des concessions. Ceux qui sont stipulés par l’article 13 du cahier des charges de
la convention conclue en 1994 entre le SDEM et ERDF, doivent être redéfinis. En effet, ils ne sont
plus cohérents avec les objectifs du décret
n°2007-1826 du 24 décembre 2007, dit « décret
qualité ». Un accord-cadre conclu en 2007 entre la FNCCR
2
et EDF définit un nouveau modèle de
cahier des charges prenant en compte ce décret. La chambre estime que les parties à la convention
doivent passer un avenant à la convention de concession pour adopter le nouveau cahier des
charges.
La tenue de la tension est mesurée par le taux de « clients mal alimentés »
3
(CMA). La
responsabilité de la tenue de cet indicateur sur la concession est imputable essentiellement au
SDEM en tant que maître d’ouvrage des travaux de renforcement des réseaux basse tension.
L’arrêté du 18 février 2010 pris en application du « décret qualité » fixe comme objectif un plafond
de 3 %. Les résultats de la concession du SDEM sont inférieurs au plafond, en zone rurale comme
en zone urbaine, et meilleurs que la moyenne nationale.
La continuité de l’alimentation est mesurée par la durée moyenne annuelle de coupure par
utilisateur du réseau de basse tension. Cet indicateur se subdivise en deux sous-critères, selon que
les événements exceptionnels tels que les tempêtes, sont pris en compte (critère hors événement
exceptionnel : BHIX) ou non (critère toutes causes confondues : TTC). Il relève essentiellement de
la responsabilité d’ERDF en tant que maître d’ouvrage des investissements sur la moyenne tension
(HTA). Les résultats de la concession de La Manche, mesurés par le critère BHIX, le plus
significatif, sont deux fois moins favorables que la moyenne française. Face à ce constat, les moyens
d’action du concédant vis-à-vis du concessionnaire sont assez réduits. C’est ainsi que les sanctions
légales demeurent théoriques, faute de promulgation du décret d’application de l’article 21-1-II de la
loi du 21 février 2000 relatif aux sanctions prévues lorsque le niveau de qualité prévu n’est pas
atteint.
1
FACE : Le Fonds d'Amortissement des Charges d'Électrification (FACÉ) est un organisme placé sous l'autorité du ministre
chargé de l'énergie, financé par les contributions des distributeurs d’électricité et
chargé d’apporter une aide financière aux
maîtres d'ouvrage des réseaux des communes sous régime d’électrification rurale.
2
FNCCR : La Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies regroupent les collectivités organisatrices des
services locaux, notamment dans les domaines de l’énergie, de l’eau et de l’assainissement.
3
Un utilisateur est dit «
mal alimenté
» lorsque la tension qu’il reçoit s’éloigne de plus ou moins 10 % par rapport à sa valeur
de référence (220 V en basse tension) sur une base de 10 minutes.
4/36
S’agissant du contrôle de la concession par le concédant, les obligations de compte rendu
par le concessionnaire prévues par le cahier des charges de 1994 sont particulièrement vagues. Un
protocole d’accord relatif aux indicateurs « fourniture et acheminement » à produire dans le compte
rendu d’activité de contrôle (CRAC) a été signé le 26 mars 2009 entre la FNCCR, ERDF et EDF. Ce
protocole doit être transposé dans le contrat de concession.
Le contrôle de la valorisation de l’actif de la concession par le concessionnaire est partiel.
ERDF comptabilise les travaux réalisés par le concédant selon les coûts qu’il aurait supportés si lui-
même avait été maître d’ouvrage. Depuis mars 2010, le SDEM est informé de la valorisation par des
ouvrages sous sa maîtrise d’ouvrage. Pour 2010, l’écart de valorisation est de 6,7%. En outre, les
ouvrages situés en zone d’électrification rurale remis par le SDEM ne sont amortis ni par le
concessionnaire, ni par le concédant. De plus, ERDF ne provisionne le renouvellement de ces
ouvrages qu’à hauteur de 20 %. Enfin, une part importante des biens, estimée à 17 % de l’actif de la
concession, constituée d’ouvrages non identifiés physiquement ni localisés sur le territoire de la
concession, est comptabilisée comme biens de la concession sur la base d’une clé de répartition
appliquée à la valeur de ces ouvrages au bilan d’ERDF
.
5/36
Sommaire
CHAPITRE I : Les suites du précédent contrôle
6
CHAPITRE II : La gouvernance du syndicat
6
1
Présentation du SDEM
6
2
Le cadre juridique et contractuel
8
2.1. Le cadre juridique
8
2.2. Le cadre contractuel
10
3. L’exercice de la maîtrise d’ouvrage publique par les autorités organisatrices de La Manche
11
CHAPITRE III : La situation financière
12
1
La fiabilité des comptes
12
1.1
Le respect des obligations d’information financière
12
1.2
Les imputations comptables
12
1.3
Les autres contrôles
13
2
La situation financière du SDEM
13
2.1
Les opérations de mise en souterrain des réseaux menées en commun avec France Télécom
13
2.2
La section de fonctionnement
15
2.3
La section d’investissement
16
2.4
Les résultats financiers
21
CHAPITRE IV : la qualité de l’électricité distribuée sur le territoire de la concession
22
1
La définition des objectifs en matière de qualité de service
22
2
Des objectifs obsolètes
22
3
Les résultats
24
3.1
Tenue de la tension sur le réseau de basse tension
24
3.2
Continuité de l’alimentation : des résultats médiocres
24
CHAPITRE V : le contrôle de la concession par le concédant
22
1
Un cadre peu contraignant
26
2
La mise en oeuvre du contrôle de la concession par le concédant
27
2.1
Le tableau de bord de la concession
27
2.2
La fiabilité des inventaires tenus par le concessionnaire
27
2.3
La valorisation et l’immobilisation des ouvrages par le concessionnaire
28
3
L’actif de la concession
28
3.1
L’évolution de l’actif sur la période contrôlée
28
3.2
Une valorisation difficile à contrôler
29
3.3
Les droits du concédant
30
3.4
Le « ticket de sortie »
31
3.5
Les comptes de la concession non significatifs
31
RECOMMANDATIONS
33
Annexe 1 : Le partage de la maîtrise d’ouvrage entre le concessionnaire et le concédant
34
Annexe 2 : Les critères d’attribution du FACE
35
6/36
Le contrôle du syndicat départemental d’énergies de La Manche (SDEM) s’inscrit dans le
cadre d’une enquête inter-juridictions sur les concessions de distribution d’électricité.
La distribution d’électricité est un service public local qui relève de la compétence des
communes, parfois des départements, ou de leurs établissements publics de coopération. Toutefois,
son mode de gestion n’est pas libre. Les réseaux de distribution d’électricité sont, en effet,
obligatoirement gérés, soit par ERDF (95,2 % des clients), soit par les entreprises locales de
distribution (ELD) - il s’agit des distributeurs non nationalisés en 1946, couvrant 5 % des clients -.
Dans la quasi-totalité des cas, à l’exception des communes possédant une entreprise locale de
distribution, les réseaux sont gérés sous le régime de la concession.
L’enquête porte sur les relations entre les autorités concédantes et les concessionnaires
gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité,
dans le cas de La Manche, entre le
SDEM et ERDF.
CHAPITRE I : Les suites du précédent contrôle
Le rapport de la chambre du 31 mai 2007 portait sur la période 2001-2006.
La chambre avait constaté que le transfert, à compter du 1er avril 2005, de la maîtrise
d’ouvrage de travaux des adhérents du SDEM au syndicat répondait à ses précédentes observations.
Elle avait également relevé l’importance des restes à réaliser et suggérait la mise en place
d’un système d’autorisations de programmes et de crédits de paiement (AP/CP). Cette
recommandation n’a toutefois pu être mise en oeuvre qu’à partir du budget primitif 2011. En effet,
jusqu’en 2010, le syndicat était régi par la comptabilité M1-M5-M7 qui n’autorisait pas le recours
au système des AP/CP. Cette comptabilité ayant été supprimée à compter du 1er janvier 2011 par
l’ordonnance n° 2009-1400 du 17 novembre 2009, le SDEM a alors pu opter pour la comptabilité
M14 applicable aux communes et aux établissements publics communaux et intercommunaux à
caractère administratif qui autorise le recours aux AP/CP.
CHAPITRE II : La gouvernance du syndicat
1 Présentation du SDEM
Le SDEM est un syndicat mixte ouvert créé par arrêté préfectoral du 29 septembre 1993
sous le nom de Syndicat de l'électricité du département de La Manche pour une durée illimitée. Par
délibération du 14 décembre 2004, le comité syndical a décidé de changer son nom en Syndicat
départemental d’énergies de La Manche.
Le SDEM ne regroupe pas l’ensemble des communes du département. De nombreuses
communes et notamment les plus importantes, ne sont pas membres du syndicat. Il en est ainsi des
villes et syndicats intercommunaux d’électrification (SIE) suivants : Cherbourg-Octeville,
Tourlaville, Equeurdreville-Hainneville, Saint-Lô, Avranches, Agon-Coutainville, Bretteville-en-
Saire, Bricquebec, Digosville, La Glacerie, Querqueville, Torigni-sur-Vire, Valognes. Une
commune du département, Guilberville, a même adhéré au syndicat départemental d’électrification
du Calvados (SDEC).
7/36
En avril 2011, le SDEM comprend 57 membres : le conseil général, neuf communautés de
communes et 24 communes isolées, représentant 336 000 habitants sur un total de 493 000, soit
68 % de la population du département. Toutefois, le SDEM regroupe 96 % de la population rurale
4
du département. Seul le SIE de Bricquebec n’en fait pas partie.
Le département de La Manche est doté de 16 autorités organisatrices de la distribution
(AOD), ce qui n’est pas conforme aux dispositions de la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006
relative au secteur de l’énergie, dont l’article 33, codifié à l’article L. 2224-31-IV du CGCT
5
, a
prévu l’instauration d’une autorité organisatrice unique de la distribution d’électricité sur l’ensemble
du territoire départemental. En l’absence d’une telle autorité, le même article fixe au préfet un délai
qui se terminait à la fin de 2007 pour engager la procédure de création. Ce texte prévoit, en outre,
qu’à défaut d’autorité organisatrice unique, la qualité de l’électricité doit être évaluée par l’ensemble
des autorités organisatrices du département
6
.
Bien que le délai fixé soit largement dépassé, force est de constater que les villes les plus
importantes du département n’ont toujours pas adhéré au SDEM et qu’aucune conférence
rassemblant l’ensemble des autorités organisatrices n’a été organisée.
La rédaction de l’article L. 2224-31 du CGCT a été complétée par l’article 69 de la loi
n° 2010-1563 du 16 décembre 2010 de réforme des collectivités territoriales
afin de mettre en
cohérence le dispositif de regroupement des Autorités organisatrices de la distribution (AOD) avec
les objectifs de la loi. L’article L. 2224-31 modifiée dispose que le représentant de l’Etat peut, à
compter de la publication du schéma départemental de coopération intercommunale prévu au
L. 5210-11 du CGCT, ou au plus tard au 1
er
janvier 2012, engager les processus de création d’un
syndicat unique en proposant, avant la fin 2012, la modification du périmètre du SDEM.
Le syndicat travaille depuis décembre 2006 à regrouper les AOD du département. Il estime
que cette démarche a porté ses fruits car cinq collectivités ont rejoint le SDEM.
Vis-à-vis de ses adhérents, le SDEM est le concédant unique de la concession du réseau de
distribution d’électricité : lui seul passe les actes relatifs à la concession du service public de
distribution de l’électricité avec Electricité de France (EDF), perçoit les redevances de concession et
contrôle le réseau de distribution électrique.
Il exerce aussi la compétence obligatoire d’autorité organisatrice unique du réseau de
distribution d’électricité pour ses membres. A ce titre, il s’assure du bon accomplissement des
missions de service public.
Comme indiqué plus haut, ses membres lui ont transféré, par délibération du 17 mars 2004
du comité syndical, la maîtrise d’ouvrage des travaux, à compter du 1er avril 2005.
Par modification du 6 mars 2009 de ses statuts, a été ajoutée à sa compétence obligatoire
d’autorité organisatrice de la distribution publique d’électricité une compétence optionnelle de
maîtrise d’ouvrage, sur demande expresse de ses membres, des travaux de premier établissement et
d’extension des réseaux d’éclairage public. Le syndicat pourra en outre assurer des missions de
4
La circulaire interministérielle agriculture/industrie du 22 avril 1971 définit les communes rurales comme celles qui ne
comportent aucune agglomération d'au moins 2 000 habitants et qui ne font pas partie d'une agglomération multicommunale
d'au moins 5 000 habitants.
5
Code générale des collectivités territoriales
6
Article 33 de la loi de 2006 : « […]
A défaut d'autorité organisatrice unique sur le territoire départemental, l'évaluation de la
qualité de l'électricité réalisée en application de l'article 21-1 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 précitée est transmise
par le ou les gestionnaires de réseaux publics concernés à une conférence, lorsque celle-ci a été constituée entre l'ensemble
des autorités organisatrices du département dans les conditions prévues par l'article L. 5221-2. »
8/36
coordonateur de maîtrise d’ouvrage dans les conditions prévues par la loi n° 85-704 du
12 juillet 1985 relative à la maîtrise d'ouvrage publique et à ses rapports avec la maîtrise d'oeuvre
privée dite loi MOP ainsi que de coordonateur de groupement de commandes dans les conditions
prévues par l’article 8 du code des marchés publics.
Le SDEM est administré par un comité syndical de 91 membres qui élit un bureau de
18 membres.
Ses effectifs en avril 2011 sont de douze personnes. Jusqu’en 2005, le contrôle de la
concession était assuré par un service du conseil général pour le compte du syndicat. En 2005, les
membres de ce service, au nombre de huit, ont été mis à disposition du syndicat par le conseil
général. Ils ont été intégrés en 2010 au sein du personnel du SDEM.
Fin 2010, ERDF dessert 193 666 clients répartis ainsi :
Nombre
%
Basse tension (BT)
193 220
99,8%
dont puissance souscrite
≤
36 kVA
7
(tarif bleu
8
)
191 911
99,1%
puissance souscrite > 36 kVA
et
≤
250 kVA (tarif jaune)
1 309
0,7%
Moyenne tension (HTA): puissance > 250 kVA (tarif vert)
446
0,2%
Total
193 666
100,0%
97 % des clients ont opté pour le tarif réglementé de vente.
A cet égard, la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du
marché de l'électricité dite loi NOME pérennise les tarifs réglementés pour les clients résidentiels et
les petits consommateurs professionnels. Ils seront fixés à partir du 31 décembre 2015 au plus tard
par la commission de régulation de l’énergie (CRE) et non plus par les ministres de l’énergie et de
l’écologie. Les tarifs jaunes et verts disparaissent à cette date.
2. Le cadre juridique et contractuel
2.1. Le cadre juridique
2.1.1. L’industrie électrique
Sous l’effet du droit communautaire, l’industrie électrique est, aujourd’hui, organisée en
quatre grands secteurs d’activité : production, transport, distribution et fourniture d’électricité.
Les producteurs d’électricité disposent de la liberté d’établissement : toute entreprise
publique ou privée peut exploiter des installations de production d'électricité. Actuellement, trois
principaux acteurs assurent 95 % de la production d’électricité en France : EDF, la Compagnie
nationale du Rhône (CNR) et Endesa France.
Le transport de l’électricité consiste en l’acheminement de l’électricité depuis les lieux de
production jusqu’au réseau de distribution, au moyen de l’ensemble des liaisons du réseau
métropolitain continental et de ses interconnexions, dont la tension est supérieure ou égale à
63 KV
9
. Cette activité est le fait de RTE (Réseau de transport d’électricité), filiale d’EDF.
7
kVA : millier de voltampères. Le voltampère mesure la puissance électrique maximale d’une installation tandis que le watt
(W) meure la puissance moyenne.
8
Pour les clients ayant opté pour le tarif règlementé de vente.
9
KV : Kilovolt ou millier de volts
9/36
La distribution d’électricité consiste en l’acheminement de l’électricité entre le réseau de
transport et les consommateurs. Le réseau public de distribution d’électricité est constitué par les
ouvrages de tension inférieure à 50 KV situés sur le territoire de l’autorité organisatrice de la
distribution d’électricité et par les ouvrages de tension supérieure existant, sur le territoire
métropolitain continental, à la date de publication de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, lorsqu’ils ne
sont pas exploités par EDF en qualité de gestionnaire du réseau public de transport. Ce réseau public
a pour vocation de desservir les consommateurs en moyenne (entre 50 et 20 KV) et basse (entre 230
et 400 V) tensions.
La fourniture d’électricité consiste en la vente de l’électricité aux consommateurs. Cette
activité est ouverte à la concurrence depuis 2000. Elle est assurée, soit par EDF et, marginalement,
les distributeurs non nationalisés, soit par les fournisseurs « alternatifs » (GDF Suez, Direct Energie,
Electrobel, Compagnie générale du Rhône).
2.1.2. Le régime du service public de la distribution d’électricité
Le service public de la distribution d’électricité a été marqué par un recours généralisé à la
concession, consacré par la loi du 15 janvier 1906
10
et, depuis la loi de nationalisation du
6 avril 1946, par le quasi monopole d’un concessionnaire, d’abord EDF, ensuite, depuis le
1er janvier 2008, ERDF, né de la scission d’EDF et filiale à 100 % de cette entreprise.
En raison du monopole confié à ERDF, les concessions de distribution d’électricité ne sont
pas soumises au régime de droit commun des délégations de service public (DSP). Le régime
spécifique de la concession de distribution d’électricité est organisé par les dispositions de l’article
L. 2224-31 du CGCT. Toutefois, cet article ne comporte pas la totalité des dispositions légales ayant
une incidence sur ce régime. Il en est ainsi des tarifs d’utilisation des réseaux de distribution
d’électricité qui ne sont pas fixés par accord entre concessionnaire et concédant mais par l’Etat.
2.1.3. Le régime juridique de la maîtrise d’ouvrage
L'article 13 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 dispose que la maîtrise d’ouvrage des
travaux est exercée par le concessionnaire :
«
II. - …un gestionnaire de réseau de distribution d'électricité ou de gaz naturel est notamment
chargé, dans le cadre des cahiers des charges de concession :
1° De définir et de mettre en oeuvre les politiques d'investissement et de développement des réseaux
de distribution ;
2° D'assurer la conception et la construction des ouvrages ainsi que la maîtrise d'oeuvre des
travaux relatifs à ces réseaux, en informant annuellement l'autorité organisatrice de la distribution
de leur réalisation ;
[…]
»
Toutefois, l’article 36 de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de
l'électricité et du gaz dispose que les collectivités locales concédantes peuvent assurer cette maîtrise
d’ouvrage pour « les travaux de premier établissement, d'extension, de renforcement et de
perfectionnement des ouvrages de distribution ».
Cette faculté est utilisée par les collectivités locales pour réaliser des ouvrages en zone
rurale sur le réseau de basse tension, avec le concours financier de l'Etat par l’intermédiaire du fonds
d'amortissement des charges d'électrification (FACE) et des concessionnaires.
10
Loi modifiée du 15 janvier 1906 : «
la concession d’une distribution publique d’énergie est donnée soit par la commune ou
par le syndicat formé entre plusieurs communes si la demande de concession ne vise que le territoire de la commune ou du
syndicat, soit par le département dans l’étendue de celui-ci, soit par l’Etat dans les autres cas
»
10/36
Dans les communes urbaines, c'est le concessionnaire qui assure la maîtrise d'ouvrage de
tous les travaux et qui finance la construction, l'entretien et le renouvellement des ouvrages
nécessaires à l'exploitation du service public qui lui est confié par la collectivité.
Par ailleurs, le concessionnaire est en charge dans tous les cas (régime urbain ou rural) de
l’exploitation et de la maintenance du réseau.
2.2. Le cadre contractuel
Le contrat de concession pour le service public de distribution de l’électricité dans La
Manche a été signé le 25 avril 1994, avec effet au 1er mai 1994 pour une durée de trente ans. Il a été
modifié par quatre avenants au cahier des charges.
Le périmètre de la concession est défini par l’article 2 du contrat: «
les ouvrages concédés
comprennent l’ensemble des installations affectées à la distribution publique de l’énergie électrique
existant au moment de la signature du présent contrat, dans le périmètre de la concession, ainsi que
toutes celles de tension strictement inférieure à 63 000 volts qui seront établies par le
concessionnaire avec l’accord de l’autorité concédante ou par l’autorité concédante avec l’accord
du concessionnaire. Ils comprennent aussi les branchements […]
».
La répartition de la maîtrise d’ouvrage entre le SDEM et ERDF est fixée par les articles
9 et 10 du cahier des charges et l’article 5 de l’annexe 1 au cahier des charges selon trois critères: la
catégorie de travaux, la catégorie de communes et la catégorie d’installations (voir annexe 1).
Le concessionnaire ERDF verse au concédant, le SDEM, deux types de participation, la
redevance de concession, elle-même décomposée en redevance de fonctionnement et redevance
d’investissement, et la participation au financement de travaux destinés à l’amélioration esthétique
des ouvrages de l’environnement.
La redevance de concession est due par le concessionnaire «
en contrepartie des
financements
que l’autorité concédante supporte au titre d’installations dont elle est maître
d’ouvrage et intégrés dans la concession, ou de la propre participation de cette autorité à des
travaux dont le concessionnaire est maître d’ouvrage, ou de toute dépense effectuée par l’autorité
concédante pour le service public faisant l’objet de la présente concession
» (article 4 du cahier des
charges). L’article 2.1 de l’annexe 1 précise que «
la redevance annuelle de concession
[…]
a pour
objet de faire financer par le prix du service rendu aux usagers, et non par l’impôt :
•
d’une part des frais entraînés, pour l’autorité concédante, par l’exercice du pouvoir concédant,
•
d’autre part, une partie des dépenses effectuées par celle-ci sur les réseaux électriques
[…]
»
Les deux parts sont respectivement désignées par les termes de R1 et R2.
La redevance R1 de fonctionnement est calculée suivant une formule dont les paramètres
principaux portent sur les longueurs concédées du réseau moyenne et basse tensions et sur les
populations des communes urbaines et rurales.
La redevance R2 d’investissement de l’année N correspond à la différence entre les
dépenses d’équipement effectuées par les collectivités en année N-2 et le produit des taxes locales
sur l’électricité qu’elles ont perçu en année N.
ERDF verse en outre une participation au financement de travaux destinés à l’amélioration
esthétique des ouvrages de l’environnement. Une convention passée en janvier 2008 entre le SDEM
et ERDF fixe la participation financière du concessionnaire à 40 % du coût des travaux HT. Cette
participation est plafonnée. Le plafond est le résultat du produit de 62 € par kilomètre de lignes par
11/36
la longueur totale du réseau de lignes de basse et moyenne tensions au 31 décembre de l’année N-1.
Il est augmenté de 10 % si le programme comprend au moins 50 % de travaux de sécurisation. Pour
chacune des années de 2008 à 2010, la participation d’ERDF est égale au montant du plafond ainsi
abondé, soit 921 000 € en 2008, 917 000 € en 2009 et 912 000 € en 2010.
3. L’exercice de la maîtrise d’ouvrage publique par les autorités organisatrices de La Manche
L’exercice de la maîtrise d’ouvrage à une maille inférieure à celle du département pourrait
poser un problème de régularité au regard du droit communautaire.
En effet, par un arrêt du 5 octobre 2000 (affaire C-16/98) relatif à des marchés passés par
des syndicats primaires d’électricité de Vendée, la Cour de Justice des Communautés Européennes
(CJCE)
11
a jugé que les marchés de travaux passés par ces syndicats sont irréguliers car ils
aboutissent à scinder artificiellement un ouvrage, le réseau électrique, et donc à scinder un marché
public, contrevenant ainsi aux dispositions de la directive 93/38/CEE du 14 juin 1993 portant
coordination des procédures de passation des marchés de l’eau, de l’énergie, des transports et des
télécommunications.
Cet arrêt est fondé sur le motif suivant :
«
Il convient de constater à cet égard que, même si, pour des raisons d'ordre administratif,
les syndicats intercommunaux de la Vendée ont la responsabilité des réseaux de distribution
d'électricité à basse tension sur le territoire des communes qui en font partie, cet élément ne saurait,
pour les motifs indiqués aux points 43 et 45 du présent arrêt, être déterminant, dès lors que ces
réseaux sont interconnectables et que, considérés dans leur ensemble, ils remplissent une même
fonction économique et technique, qui consiste en l'acheminement et la vente aux consommateurs du
département de la Vendée de l'énergie électrique produite et fournie par l'Électricité de France.
Il convient donc d'accueillir ce grief de la Commission et de constater que les marchés en
matière d'électrification font partie d'un ouvrage unique qui a été scindé artificiellement. Dès lors,
la République française a manqué aux obligations qui lui incombent en vertu de l'article 14,
paragraphes 10, premier alinéa, et 13, de la directive
12
».
L’invalidation des marchés passés par les syndicats primaires est donc justifiée par le fait
que, pris individuellement, chaque marché n’atteint pas le seuil communautaire alors que,
concernant un même ouvrage, ce qui est le cas, selon la CJCE, s’agissant du réseau de distribution
électrique à la maille départementale, ces marchés devraient faire l’objet d’un seul marché porté par
un seul pouvoir adjudicataire, avec publication de l’avis d’appel public à la concurrence au JOUE
dès lors que le seuil européen applicable aux marchés de travaux est dépassé
13
.
Ce jugement pourrait fragiliser la régularité juridique des marchés par le SDEM et les
quinze autres autorités organisatrices du département de La Manche.
Toutefois, comme indiqué plus haut, le SDEM regroupe la totalité des communes et
syndicats ruraux, à l’exception du syndicat intercommunal d’électrification (SIE) de Bricquebec.
S’agissant des communes urbaines, la maîtrise d’ouvrage de leurs travaux relève de la compétence
d’ERDF.
11
Devenue Cour de justice de l’Union européenne (CJUE) depuis l’entrée en vigueur en 2010 du traité de Lisbonne
12
«
On entend par ouvrage le résultat d'un ensemble de travaux de bâtiment ou de génie civil destiné à remplir par lui-même une fonction
économique et technique »
13
Source : M. Facon, chef du service juridique de la FNCCR ;
12/36
CHAPITRE III : La situation financière
1. La fiabilité des comptes
1.1 Le respect des obligations d’information financière
La section d’investissement du compte administratif 2009 ne distingue pas les opérations
pour
compte
de
tiers
alors
que
les
maquettes
figurant
en
annexe
de
l’instruction
n° NOR/INT/B/98/00051/C du 27 février 1998, applicable sur la période, ainsi que celle relative au
compte administratif tenu en M14 prévoient de les individualiser.
Même si le montant total des 43 opérations est faible (193 219 €) la chambre invite
l’ordonnateur à se conformer à cette obligation.
1.2 Les imputations comptables
1.2.1 La comptabilisation et l’amortissement des immobilisations corporelles
La valeur nette de l’actif immobilisé en 2010 est de 68,9 M€
14
en 2010, en croissance de
62 % par rapport à 2008. Les ouvrages du réseau d’électricité réalisés sous maîtrise d’ouvrage du
concédant représentent 99,7 % de ce montant (68,7 M€).
L’actif immobilisé du SDEM :
En milliers d'€
2008
2009
2010
Immobilisations incorporelles (c/20)
12
14
24
Immobilisations corporelles (c/21) dont
42 399
55 058
68 870
Réseaux électrification (c/21354)
42 311
54 922
68 699
Autres immobilisations corporelles
88
136
171
Total actif immobilisé
42 411
55 072
68 894
Source : comptes de gestion
Ces ouvrages sont comptabilisés au compte 21
« Immobilisations corporelles ».
Etant
remis gratuitement par le SDEM au concessionnaire dans le cadre de la convention de concession,
ils devraient figurer au bilan du concédant au compte 241
« Immobilisations mises en concession ou
en affermage ».
1.2.2 Le recensement et le suivi des immobilisations incorporelles et corporelles
Le SDEM est, à compter du 1er avril 2005, date à laquelle ses membres lui ont transféré la
compétence de maître d’ouvrage, propriétaire des ouvrages réalisés avant cette date comme le
précise l’article 3.1 des statuts :
« le syndicat est propriétaire des ouvrages du réseau public de
distribution d’électricité situés sur son territoire dont il a été maître d’ouvrage, des biens de retour
des gestions déléguées ainsi que des ouvrages remis en toute propriété à l’autorité concédante par
un tiers ».
Ces ouvrages ne sont toujours pas comptabilisés à l’actif du bilan du SDEM. La chambre
prend acte de l’engagement du syndicat de procéder à cette comptabilisation en 2012.
14
M : million
13/36
1.2.3 Les autres imputations
Les redevances du concessionnaire ont été comptabilisées par le SDEM comme des
subventions, au compte 7478
« dotations et subventions – Autres organismes (dont organisme
consulaire)»
en 2006 et au compte 7478228
« Participations d’autres personnes de droit privé »
de
2007 à 2009. Elles auraient dû être considérées comme des redevances et donc, en M1-M5-M7,
figurer au compte 751 «
« Redevances pour concessions, brevets
....
»
et en M14, à partir du
1er janvier 2011, au compte 757
« Redevances versées par les fermiers et concessionnaires
».
Du personnel et des moyens matériels ont été mis à disposition du syndicat par le conseil
général de la Manche jusqu’à la fin de 2010 sur le fondement d’une convention. Le remboursement
par le SDEM était considéré comme un remboursement de frais et donc imputé sur le compte 6287
« Remboursements de frais »
, alors que les dépenses de personnel mis à disposition auraient dû être
comptabilisées au compte 6218
« Autre personnel extérieur ».
1.3 Les autres contrôles
La chambre a contrôlé également le rattachement des charges et des produits à l’exercice,
la comptabilité d’engagement, les produits constatés d’avance, les dépenses et les recettes à classer
ou à régulariser, les charges à répartir, les reprises sur subventions et les reports de charges.
S’agissant du rattachement des produits et des charges, les contrôles opérés ont fait
apparaître quelques anomalies mineures.
La comptabilité d’engagement est tenue depuis 2007.
Quant aux autres imputations, les contrôles étaient sans objet.
En conclusion
, la chambre rappelle que la sincérité et l’image fidèle des comptes
nécessitent une connaissance suffisamment précise de la situation patrimoniale de l’entité concernée
et invite le syndicat à améliorer son dispositif en la matière.
2. La situation financière du SDEM
2.1 Les opérations de mise en souterrain des réseaux menées en commun avec France
Télécom
L’évolution de la section de fonctionnement de 2006 à 2010 :
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Evolution
moyenne
annuelle
Produits de gestion
2 977
3 135
3 841
5 020
4 454
10,6%
Charges de gestion
1 087
1 068
1 606
2 273
2 833
27,1%
Résultat de gestion
1 890
2 067
2 235
2 747
1 621
-3,8%
Les opérations menées en commun avec France Télécom à partir de 2007 pour la mise en
souterrain des réseaux aériens, électriques pour le SDEM, de télécommunications pour France
Télécom, établis sur supports communs expliquent la plus grand partie de la forte augmentation des
produits et charges de gestion durant la période 2006-2010.
14/36
L’évolution de la section de fonctionnement de 2006 à 2010 après retrait des produits et des
charges liés aux opérations communes avec France Télécom :
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Evolution
moyenne
annuelle
Produits de gestion
2 977
3 109
3 332
4 000
3 150
1,4%
Charges de gestion
1 087
1 042
1 097
1 253
1 529
8,9%
Résultat de gestion
1 890
2 067
2 235
2 747
1 621
-3,8%
Bilan pour le SDEM des opérations communes avec France Télécom :
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Produits
Participation des communes
0
26
509
1 020
1 304
Charges
Travaux de génie civil
0
26
509
1 020
1 304
Ces opérations sont régies par l’article L. 2224-35 du CGCT (code général des
collectivités territoriales) qui permet à «
une collectivité territoriale,
(à)
un établissement public de
coopération compétent pour la distribution publique d'électricité, ou
(à)
un gestionnaire de réseau
public de distribution d'électricité »
de prendre l'initiative d'une mise en souterrain des ouvrages
électriques et de télécommunications dans une tranchée commune.
L’établissement public assure le financement des travaux sur le réseau de distribution
publique d'électricité. L’opérateur de télécommunications en fait de même pour le sien. En
revanche, la tranchée étant commune aux deux réseaux, les coûts de terrassement font l'objet d'un
partage entre la collectivité territoriale et l'opérateur. Une convention a été passée à ce sujet le
19 février 2007 entre le SDEM et France Télécom. Elle a été modifiée par un avenant passé le
24 septembre 2009, à la suite de la publication d’un arrêté modifiant la proportion des coûts de
terrassement payés par chacune des parties.
Dans le cadre de ces travaux communs, les travaux de génie civil sont pris en charge par le
SDEM. Celui-ci les refacture aux communes concernées par l’opération. Préalablement au
démarrage des travaux, une délibération
relative au financement des dépenses de génie civil est
votée par le conseil municipal.
Par ailleurs, les travaux de câblage sont payés par France Télécom qui en refacture 82 %
aux communes concernées. Celles-ci votent préalablement au mandatement une délibération
autorisant le maire à signer une convention avec France Télécom relative au câblage des tranchées.
La chambre considère que le remboursement par les communes au SDEM des travaux de
génie civil et le paiement par ces communes à France Télécom des dépenses de câblage pourraient
être irréguliers.
En effet, l’article L. 2224-35 du CGCT concerne exclusivement les collectivités
territoriales, les établissements publics de coopération et les gestionnaires de réseaux. Syndicat
mixte, le SDEM n’est ni une collectivité territoriale, ni un gestionnaire de réseaux qui est dans le cas
d’espèce ERDF, ni un établissement public de coopération dont la définition est donnée par l’article
L5210-1-1 A du CGCT : «
Forment la catégorie des établissements publics de coopération
intercommunale les syndicats de communes, les communautés de communes, les communautés
urbaines, les communautés d'agglomération, les syndicats d'agglomération nouvelle et les
métropoles ».
15/36
La chambre recommande au SDEM qu’il soit mis fin au paiement par les communes à
France Télécom des dépenses relatives aux travaux de câblage dont lui-même est redevable et au
remboursement par ces communes au syndicat des coûts de génie civil qu’il a supportés.
2.2 La section de fonctionnement
Les comptes retraités (voir ci-après) indiquent une progression des charges de gestion
beaucoup plus rapide que celle des produits sur la période 2006-2010 (+8,9 % par an pour les
premières contre 1,4 % pour les seconds). En dépit de ce constat, le résultat de gestion demeure fin
2010 très élevé puisqu’il représente plus de la moitié des produits (51 %).
2.2.1 Les produits de gestion
Les produits de gestion se composent des versements d’ERDF et de la contribution
statutaire du conseil général.
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Evolution
moyenne
annuelle
Versements ERDF
2 607
2 723
2 937
3 592
2 733
1,2%
Reprises
de branchements
490
428
Participations diverses
14
R1
412
448
459
477
486
R2
1 284
1 203
1 556
2 184
1 335
Intégration des ouvrages
dans l'environnement
421
644
922
917
912
Contribution statutaire du
conseil général
370
386
395
408
417
3,0%
Contribution statutaire des
communes
0
0
0
0
0
Total
2 977
3 109
3 332
4 000
3 150
1,4%
Les versements d’ERDF ont représenté 87 % des produits contre 13 % pour la contribution
statutaire du conseil général.
2.2.2 Les charges de gestion
Les charges de gestion se composent des charges de personnels, de reversements aux
adhérents d’une partie de la redevance d’investissement (R2) versée par ERDF et des autres
charges.
La chambre a retraité les comptes de charges pour tenir compte des erreurs d’imputation
(cf. la 1.2.3 « autres imputations » dans la partie relative à la fiabilité de comptes).
Evolution des comptes de charges retraités
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Evolution
moyenne
annuelle
Comptes
2010 en
%
Charges de personnel
289
352
417
456
438
10,9%
29%
Autres charges
121
132
160
210
493
42,1%
32%
S/total charges de structure
410
484
577
666
931
22,8%
61%
Reversements aux adhérents
des redevances R2
677
558
520
587
598
-3,1%
39%
Total
1 087
1 042
1 097
1 253
1 529
8,9%
100%
16/36
Ainsi retraitées, les charges du syndicat se composent à 61 % de charges de structure et à
39 % de reversements aux adhérents.
L’augmentation des charges de structure, en moyenne annuelle de 23 % sur la période, est
liée à l’extension de la prise de compétence de la maîtrise d’ouvrage par le SDEM sur la période.
L’article 6 des statuts stipule que le financement de ces charges est ainsi réparti entre les
adhérents du syndicat :
- le conseil général pour un montant annuel de 368 350 €, valeur 2005, réévalué en fonction de
l’indice ingénierie,
- le solde ventilé entre les autres adhérents au prorata de leur population.
Or, bien que la contribution du conseil général ait été constamment inférieure au montant
des charges de structure, la contribution des autres adhérents a toujours été nulle.
Le financement des charges de structure du syndicat par ses adhérents
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Charges de structure
410
484
577
666
931
Contribution statutaire du conseil général
370
386
395
408
417
Contribution statutaire des autres adhérents
0
0
0
0
0
Charges de structure non financées par les adhérents
40
98
182
258
514
Redevance de fonctionnement R1
412
448
459
477
486
Par ailleurs, l’article 2 de l’annexe 1 du cahier des charges de la convention de concession
stipule que les
« frais entraînés, pour l’autorité concédante, par l’exercice du pouvoir concédant »
sont financés par la redevance de fonctionnement, dite R1.
Les statuts du syndicat ne sont donc pas cohérents avec la convention de concession. La
chambre invite donc le syndicat à les modifier.
2.3 La section d’investissement
Les données relatives aux investissements portent sur les travaux sous maîtrise d’ouvrage
de l’organisme concerné.
2.3.1 Les investissements sous maîtrise d’ouvrage du SDEM
Entre 2006 et 2010, les dépenses d’équipement sous maîtrise d’ouvrage du SDEM ont crû
de 23 %, soit un taux moyen annuel de 5 %. Les données sont difficiles à interpréter en raison des
modifications du périmètre de la concession durant la période.
Evolution des dépenses d’équipement de 2006 à 2010
En milliers d'euros TTC
2006
2007
2008
2009
2010
Variation
Evolution
moyenne
annuelle
Dépenses d'équipement SDEM
13 475
14 965
16 122
15 123
16 521
23%
5%
Les dépenses d’équipement ont porté en priorité sur l’amélioration esthétique (39 % des
dépenses) et le renforcement du réseau (36 %).
17/36
Ventilation des dépenses d’équipement par finalité
En milliers d'euros TTC
2009
2010
2010 en %
Amélioration esthétique (ou effacement)
5 041
6 487
39%
Renforcement
5 689
5 891
36%
Extension
2 777
2 457
15%
Sécurisation
15
1 560
1 642
10%
Autres
57
45
0%
Total
15 123
16 521
100%
La chambre a contrôlé les marchés de travaux aériens et souterrains sur les réseaux
électriques. Les vérifications relatives aux procédures de dévolution n’ont pas révélé d’anomalies.
Les contrôles de l’exécution par sondage des factures font apparaître le respect des clauses des
marchés et une correcte liquidation des révisions de prix.
2.3.2 Les investissements sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF
L’évolution des dépenses d’investissement sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF ne peut être
établie qu’à partir de 2008. Jusqu’en 2006, les investissements étaient présentés à la maille du
département et non à celle de la concession. En 2008, ERDF a modifié sa présentation des dépenses
par finalité.
Par ailleurs, le concessionnaire intègre dans ses investissements les dépenses financées par
lui concernant les investissements réalisés à fin d’intégration des réseaux dans l’environnement au
titre de l’article 8 du cahier des charges. En 2010, elles s’élevaient à 912 000 €. Or, ces travaux,
même si une part est financée par ERDF, relèvent de la maîtrise d’ouvrage du SDEM et sont à juste
titre comptabilisés pour la totalité des dépenses comme investissements du concédant. La chambre a
donc retiré des investissements sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF les dépenses effectuées sous
maîtrise d’ouvrage du SDEM.
L’évolution des dépenses d’équipement sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF par finalité de 2008
à 2010 retraitées
En milliers d’euros TTC
2008
2009
2010
Variation
2009-2010
Développement/ raccordements
6 230
5 759
7 401
29%
Renforcement
657
665
1 060
59%
Sécurité- environnement
820
1 306
3 193
144%
Qualité de la desserte
3 178
3 986
3 899
-2%
Total
10 885
11 716
15 553
33%
Entre 2008 et 2010, les investissements sous maîtrise d’ouvrage d’ERDF ont crû de 33%, soit
un rythme très élevé, bien supérieurs à l’évolution du tarif d’utilisation des réseaux publics
d’électricité (TURPE).
La présentation de ses investissements par ERDF n’est pas conforme aux stipulations du
cahier des charges. L’article 3.2 relatif au contrôle et compte rendu annuel stipule que « le
concessionnaire présentera … un compte rendu d’activité, faisant apparaître les indications
suivantes :
[…]
•
Au titre des travaux neufs :
-
Les extensions, renforcements, branchements et renouvellement ainsi qu’une
synthèse des conditions économiques de leur réalisation.
[…] »
15
Sécurisation : remplacement des fils nus par des lignes en souterrain ou par du câble torsadé et éradication des fils nus de
faible section (fils de section inférieure à 22 mm²) afin de lutter contre la fragilité du réseau de distribution,
18/36
Le compte-rendu d’activité de contrôle d’ERDF (CRAC) pour l’année 2010 ventile les
investissements sur les biens en concession selon les rubriques suivantes
16
: raccordement,
renforcement des réseaux, sécurité-environnement-obligations réglementaires-qualité de la desserte.
Des indications prévues par l’article 3.2, seule celle relative au renforcement est communiquée. Ni
les extensions ni les branchements ni le renouvellement figurent au CRAC. Ils sont regroupés dans
une rubrique « raccordements ».
La ventilation opérée par ERDF dans le CRAC pour 2010 n’est
donc pas conforme aux stipulations du cahier des charges.
La chambre invite le syndicat à veiller au respect par ERDF du cahier des charges.
2.3.3 La coordination des investissements réalisés par le SDEM et par ERDF
2.3.3.1 Des stipulations relatives à la communication par ERDF de ses plans
d’investissements non respectées
La coordination des investissements entre le SDEM et ERDF est assurée par l’article 14 de
l’annexe 1 du cahier des charges qui stipule que
« chaque année, avant le 31 décembre, le
concessionnaire fournira à l’autorité concédante les programmes d’investissements HT ou BT, les
programmes de maintenance du réseau concédé et les contrats d’élagages, projetés pour l’année à
venir…».
Ces informations ne sont pas communiquées par ERDF au syndicat en dépit des demandes
réitérées tous les ans, la dernière datant du 24 décembre 2010. ERDF affirmant n’avoir jamais reçu
ce courrier, la chambre lui en a communiqué une copie ainsi que l’accusé de réception du document
signé par lui.
ERDF ajoute qu’il a transmis en novembre 2011 son programme de travaux pour 2012. Le
SDEM estime cependant que la communication est incomplète, le programme ne comportant, selon
lui, aucune information sur les travaux relatifs au réseau de basse tension, aux travaux de
maintenance et aux opérations d’élagage.
2.3.3.2 Une concertation à organiser entre les parties à la convention de concession
L’article 21 de la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du
marché de l’électricité, dite loi NOME, fait obligation au concessionnaire d’engager une
concertation avec le concédant sur son programme prévisionnel d’investissement. Elle dispose que
«
Chaque organisme de distribution d'électricité et de gaz transmet à chacune des autorités
concédantes précitées un compte rendu de la politique d'investissement et de développement des
réseaux prévue au 1° du II de l'article 13 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service
public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières. Sur la base de ce compte
rendu, les autorités organisatrices établissent un bilan détaillé de la mise en oeuvre du programme
prévisionnel de tous les investissements envisagés sur le réseau de distribution. Ce programme
prévisionnel, qui précise notamment le montant et la localisation des travaux, est élaboré à
l'occasion d'une conférence départementale réunie sous l'égide du préfet et transmis à chacune des
autorités concédantes
».
Une circulaire en préparation devrait préciser les modalités définitives d’organisation des
conférences départementales et les données qui seront communiquées par les autorités concédantes
et les gestionnaires de réseaux. L’objectif de ces conférences est de parvenir à dégager des priorités
d’investissements sur le territoire concerné, au service de la sécurité et de la qualité. En l’absence de
cette circulaire, cette conférence ne s’est pas encore tenue.
16
CRAC 2010 : page 24
19/36
Par ailleurs, le syndicat souhaite préalablement à la tenue de ces conférences discuter des
conséquences de la modification des modalités d’évaluation de la qualité du réseau par ERDF. En
effet, ERDF a modifié la modélisation du réseau permettant d’identifier et de dénombrer les clients
mal alimentés (CMA) dans son système d’information pour tenir compte des dispositions du décret
qualité du 24 décembre 2007 et de son arrêté d’application et afin de mettre à jour des données
devenues obsolètes. Cette modification a provoqué une forte amélioration des indicateurs de tenue
de la tension en 2010, le nombre de clients mal alimentés passant de 3 318 en 2009 à 2 036 en 2010
(-39%).
Evolution des indicateurs des tenues de la tension
2006
2007
2008
2009
2010
Nombre de clients mal alimentés
3 222
3 299
4 076
3 318
2 036
Taux de clients mal alimentés
NC
1,90%
2,20%
1,80%
1,10%
Or, plus la qualité est faible, plus les subventions versées par le FACE sont importantes.
Le SDEM estime que cette diminution du nombre de CMA, résultant d’une modification de la
modélisation du réseau par ERDF, ne devrait pas entraîner une baisse des subventions. Le problème
soulevé par le syndicat met en évidence l’absence de lien entre le niveau des subventions et le
respect des engagements qui pourraient être imposés aux maîtres d’ouvrage en matière de qualité du
réseau.
2.3.4 Le financement des dépenses d’investissement du SDEM
Fin 2010, les investissements du syndicat se sont élevés à 16,5 M€ TTC (13,8 M€ HT).
45 % des investissements du SDEM sont financés par le fonds d'amortissement des charges
d'électrification (FACE), 31 % par ses adhérents et 17% par le syndicat lui-même.
Les subventions du FACE sont versées au SDEM, le maître d’ouvrage des travaux.
Les ressources des adhérents proviennent de la taxe locale sur l’électricité (TLE) qui leur
est versée par EDF et de la redevance d’investissement R2 reversée par le SDEM.
Le financement en provenance du SDEM se compose principalement des redevances de
concession versées par ERDF, de la contribution aux coûts de raccordement payée par ses membres
pour les extensions et par les usagers pour les branchements et de la part couverte par le tarif (PCT)
correspondant à une réfaction des coûts de raccordement de 33 % financée par ERDF.
Le financement des investissements du SDEM de 2006 à 2010
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
2010 en
% TTC
2010 en
% HT
Dépenses d'équipement TTC
13 475
14 965
16 122
15 123
16 521
100%
120%
Restitution de TVA par le concessionnaire
2 203
2 446
2 638
2 459
2 700
16,3%
19,5%
Subventions FACE
4 578
4 956
6 116
6 413
6 167
37,3%
44,6%
Reversement des adhérents : (1)
6 204
6 004
6 082
4 605
4 234
25,6%
30,6%
Contribution aux coûts de
raccordement : (3)
883
5,3%
6,4%
Part couverte par le tarif (PCT) : (4)
158
1,0%
1,1%
Subventions d'investissement : (5)
70
0,4%
0,5%
Versement SDEM
490
1 559
1 286
1 646
2 309
14,0%
16,7%
Total des financements
13 475
14 965
16 122
15 123
16 521
100,0%
119,5%
20/36
2.3.4.1 Le financement par la taxe locale sur l’électricité (TLE)
Depuis le 1er janvier 2011, la TLE a été remplacée par la taxe sur la consommation finale
d’électricité (TCFE) à la suite de l’entrée en vigueur de la loi NOME. L’article 23 de la loi
modifiant l’article L. 2333-2 du CGCT dispose qu’«
il est institué, au profit des communes ou, selon
le cas, au profit des établissements publics de coopération intercommunale ou des départements qui
leur sont substitués au titre de leur compétence d'autorité organisatrice de la distribution publique
d'électricité visée à l'article L. 2224-31, une taxe communale sur la consommation finale
d'électricité, relevant du code NC 2716 de la nomenclature douanière
».
Par un arrêt du 31 mai 2011, Syndicat intercommunal d’électrification rurale (SIER) de la
région d’Argenton-sur-Creuse c/Syndicat départemental d’énergies de l’Indre (SDEI), la Cour
administrative d’appel (CAA) de Bordeaux a annulé quatre titres exécutoires émis par le SIER
d’Argenton-sur-Creuse à l’encontre du SDEI en vue de percevoir la taxe locale sur l'électricité qu'il
estime lui être due et qui ne lui a pas été reversée par le SDEI. L’arrêt est motivé par le fait que
seule l'autorité organisatrice, en l’occurrence le SDEI, est habilitée à percevoir la TLE de la part
d'EDF et donc que le SIER d'Argenton-sur-Creuse n'était pas en droit d'émettre ces titres.
Un système transitoire a été mis en place pour 2011 permettant à l’ensemble des
collectivités territoriales et des EPCI qui percevaient en 2010 l’ancienne taxe sur l’électricité, de
continuer à la percevoir en 2011 dans les mêmes conditions afin de ne pas créer de rupture brutale
dans les ressources de ces collectivités qui n’étaient plus AOD mais continuaient néanmoins à
percevoir la taxe.
Cette situation n’a plus vocation à s’appliquer en 2012 et à compter du 1er janvier c’est le
SDEM qui peut seul percevoir la TCFE. Une délibération a été prise en ce sens par le syndicat le
19 septembre 2011.
Par ailleurs, la loi n° 2011-1978 du 28 décembre 2011 modifiant l’article L. 5212-24 du
CGCT précise que les autorités organisatrices de la distribution (AOD) peuvent reverser une partie
de la TCFE à leurs membres au titre de fonds de concours pour financer une opération, à la
condition que ce mode de financement n’excède pas les trois quarts du coût hors taxes de
l’opération concernée. Ceci suppose que la collectivité bénéficiaire du fonds de concours conduise
effectivement l’opération et qu’elle en ait la maîtrise d’ouvrage, ce quine saurait être le cas des
travaux d’électrification du réseau basse tension dont la maîtrise d’ouvrage est réservée au SDEM.
2.3.4.2 Le reversement par le syndicat de la redevance d’investissement (R2) à ses
membres
Comme indiqué plus haut, l’article 4 du cahier des charges stipule que la redevance
d’investissement est due par le concessionnaire « en contrepartie des financements que l’autorité
concédante supporte au titre d’installations dont elle est maître d’ouvrage et intégrées dans la
concession, ou de la propre participation de cette autorité à des travaux dont le concessionnaire est
maître d’ouvrage, ou de toute dépense effectuée par l’autorité concédante pour le service public
faisant l’objet de la présente concession… ».
Le budget 2011 du syndicat indique que celui-ci perçoit au titre de R2 d’ERDF 1,3 M€ et
en reverse 470 000 €, soit le tiers, à ses adhérents.
En milliers d'euros
2008
2009
2010
2011
Produit de la redevance R2
1239
1745
1769
1336
Reversement aux adhérents de la redevance R2
520
587
598
470
% reversé
42%
34%
34%
35%
Source : comptes de gestion
21/36
66 000 € ont été reversés aux communes urbaines et 404 000 aux communes rurales pour
des travaux d’éclairage public.
Ces reversements sont motivés par le fait que le cahier des charges de la concession
prévoit le versement, par ERDF au SDEM d’une redevance de concession au titre des travaux
d’éclairage public alors que ce sont les communes qui en sont les maîtres d’ouvrage.
La chambre estime que la clause du cahier des charges prévoyant ce versement aux AOD
pour des travaux, dont elles ne sont pas maîtres d’ouvrage, ne repose sur aucune justification.
2.4 Les résultats financiers
Sur la période 2006-2010, la capacité d’autofinancement
17
du SDEM est très élevée. Le
montant cumulé est de 10,6 M€, ce qui représente 55 % des produits de gestion.
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Total
Capacité d'autofinancement
1 896
2 086
2 259
2 755
1 642
10 638
Restitution de TVA par le
concessionnaire
2 203
2 446
2 638
2 459
2 700
12 446
Autres recettes propres d'investissement
10 782
10 960
12 198
11 018
11 512
56 470
Total recettes propres d'investissement
14 881
15 492
17 095
16 232
15 854
79 554
Dépenses d'équipement
13 475
14 965
16 122
15 126
16 521
76 209
Capacité de financement
1 406
527
973
1 106
-667
Les recettes propres d’investissement dépassant chaque année les dépenses d’équipement,
à l’exception de 2010, le SDEM a accumulé sur la période une capacité de financement
18
de 3,3 M€.
Il en résulte un fonds de roulement
19
et une trésorerie très importants. La trésorerie est
déposée au compte du Trésor, conformément à la réglementation.
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Fonds de roulement
6 061
528
977
1 112
-522
Trésorerie
5 748
5 914
6 170
7 711
6 133
Afin d’améliorer l’adéquation entre les ressources d’investissement et les réalisations, ce
qui permettrait de réduire la capacité de financement et donc la trésorerie du syndicat, la chambre
recommande l’élaboration d’un plan pluriannuel d’investissements (PPI) coordonné avec celui
d’ERDF dans le cadre de la conférence départementale prévue par l’article 21 de la loi NOME. Le
PPI exposerait les objectifs du syndicat en matière de qualité en partant des recettes prévisionnelles
d’investissement et d’un état des lieux du réseau électrique. Il devra être assorti d’un programme
opérationnel de travaux et d’un calendrier prévisionnel.
17
La capacité d’autofinancement
correspond à l’ensemble des ressources financières générées par les opérations de gestion et
disponibles pour financer les
investissements et rembourser les dettes.
18
La capacité de financement est le solde positif entre les recettes propres d’investissement et les dépenses d’équipement.
Lorsque le solde est négatif, on parle de besoin de financement.
19
Le fonds de roulement est la partie des capitaux permanents (capitaux propres et dettes à plus d'un an) qui excédent le
montant des immobilisations
.
22/36
CHAPITRE IV : la qualité de l’électricité distribuée sur le territoire de la
concession
1 La définition des objectifs en matière de qualité de service
La notion de qualité recouvre la continuité de l’alimentation électrique et la tenue globale
de la tension.
La continuité de l’alimentation sur le territoire d’une concession est évaluée par :
- le temps, exprimé en minutes, pendant lequel un client alimenté en basse tension est en moyenne
privé d’électricité quelle que soit la cause de l’interruption de fourniture (travaux, incident
fortuit…) ;
- le nombre de clients basse tension ayant subi des coupures, ceux ayant subi des coupures
supérieures à trois heures dans l’année, et ayant subi plus de six coupures longues (supérieures ou
égales à trois minutes).
S’agissant de la tenue de la tension, un client est considéré « mal alimenté » lorsque la
tension à son point de livraison sort de la plage de variation admise (+/- 10 %) par rapport à la
tension nominale. En basse tension, la tension nominale est de 230 volts pour les branchements
monophasés et de 400 volts pour les branchements triphasés. La tension admissible pour les
branchements monophasés est donc comprise entre 207 volts et 253 volts.
2 Des objectifs à redéfinir
L’article 13 du cahier des charges stipule les objectifs suivants concernant :
La tenue de la tension :
- dans les communes urbaines, aucun usager ne doit subir de chutes de tension supérieures à 11 %
en basse tension et à 7,5 % en HTA, au plus tard le 1er janvier 1996,
- en zone rurale, les chutes de tension doivent être limitées à 7,5 % en HTA et à 11 % en basse
tension au plus tard le 1er janvier 1996.
La continuité de l’alimentation :
- aucun client ne subira plus de huit coupures longues (supérieures à une minute) dues aux réseaux
HTA et BT,
- aucun client basse tension ne subira plus de 35 coupures brèves dues au réseau HTA (entre une
seconde et une minute).
Le décret qualité de 2007 a défini de nouveaux indicateurs et objectifs de qualité.
En matière de tenue de la tension
, un utilisateur est dit « mal alimenté » lorsque la tension
qu’il reçoit s’éloigne de plus ou moins 10 % par rapport à sa valeur de référence sur une base de
10 minutes. En basse tension, la tension nominale est de 220 V pour les branchements monophasés,
les plus fréquents, et de 380 volts pour les branchements triphasés. L’objectif fixé par l’arrêté du
18 février 2010 est un plafond de 3 % de clients mal alimentés. Il ne s’agit plus de s’assurer
qu’aucun usager ne subisse une dégradation importante de la tension de l’électricité qui lui est
fournie, quelle que soit sa localisation.
23/36
S’agissant de la continuité de l’alimentation
, l’arrêté du 24 décembre 2007 modifié
définit un « client mal alimenté » (CMA) par les seuils suivants :
Zones
Nombre de coupures
longues
(4)
par année
Nombre de coupures
brèves
(5)
par année
Durée cumulée annuelle
des coupures longues
Zone A
(1)
4
12
6 heures
Zone B
(2)
5
20
10 heures
Zone de base
(3)
7
40
20 heures
(1) Communes des agglomérations de plus de 100 000 habitants ;
(2) Communes des agglomérations dont la population est comprise entre 10 000 et 100 000 habitants ;
(3) Autres communes ;
(4) Coupures longues : coupures dont la durée est supérieure ou égal à trois minutes ;
(5) Coupures brèves : coupures dont la durée est inférieure à trois minutes.
Une coupure longue est définie par une durée supérieure à trois minutes et non plus une
minute. La coupure brève est donc inférieure à trois minutes et non plus à une minute.
L’objectif est un plafond de 5 % de clients mal alimentés, et non plus 0 client subissant
plus de huit coupures longues ou plus de 35 coupures brèves.
Un accord-cadre conclu entre la FNCCR et EDF en 2007 a défini un nouveau modèle de
cahier des charges afin de prendre en compte le nouveau contexte réglementaire. Selon cet accord-
cadre, l’article 14 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et
du gaz et aux entreprises électriques et gazières prévoit que la nouvelle convention s’applique
d’elle-même sans qu’il soit nécessaire de conclure d’avenant entre les parties au contrat de
concession.
Selon la chambre, cet article ne concerne que la création d’un nouveau service et
nullement que les changements du cadre législatif ou réglementaire.
En effet, il stipule que
« la
création d'un service mentionné à l'article 13 n'emporte par elle-même aucune modification des
contrats de concession en cours mentionnés aux I et III de l'article L. 2224-31 du code général des
collectivités territoriales… »
. L’article 13 auquel il renvoie prévoit que
« Lorsqu'une entreprise
d'électricité ou de gaz exploite, sur le territoire métropolitain, un réseau de distribution desservant
plus de 100 000 clients et exerce une ou plusieurs autres activités dans le même secteur, elle
constitue en son sein un service chargé de la gestion du réseau de distribution, indépendant, sur le
plan de l'organisation et de la prise de décision, des autres activités. ».
Par conséquent, l’adoption
du cahier des charges modèle 2007 devrait donner lieu à la conclusion d’un avenant entre les parties
au contrat.
Cette analyse est aussi celle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) qui
écrit
20
« À ce titre, le nouveau modèle de cahier des charges acté par l’accord-cadre du 5 juillet
2007 entre la FNCCR et EDF a aménagé le modèle de 1992 afin de prendre en compte ces
modifications législatives intervenues depuis 1992 et les projets réglementaires en cours de
préparation. Le nouveau modèle de cahier des charges ne s’applique pas de droit et nécessite la
signature d’un avenant entre la collectivité concédante et le gestionnaire de réseaux. Ce modèle
peut être aménagé par les parties prenantes au contrat ».
Par ailleurs, l’article 21 du décret du 24 décembre 2007 prévoit la possibilité pour les
parties au contrat de négocier des objectifs plus contraignants que ceux qui sont prévus au plan
national par le décret qualité
21
.
20
Source : CRE - rapport sur la qualité de l’électricité (octobre 2010), page 55
21
Article 21 : «
Sans préjudice des dispositions de l'article 13, les contrats de concession de la distribution d'électricité peuvent
contenir des dispositions plus contraignantes que celles fixées par le présent décret sous réserve d'avoir préalablement recueilli,
pour ce qui concerne ces gestionnaires, l'avis du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et, le cas échéant, du
24/36
ERDF considère que la négociation d’objectifs locaux est incompatible avec le système
actuel de régulation caractérisé par un cadre tarifaire national et la fixation d’objectifs nationaux par
la CRE accompagnés d’un système de bonus-malus.
Le syndicat estime, quant à lui, que la définition et la fixation des objectifs en matière de
qualité doivent être revues au niveau national par une négociation entre ERDF et la FNCCR.
3 Les résultats
3.1 Tenue de la tension sur le réseau de basse tension
La tenue de la tension sur le réseau basse tension en zone rurale relève essentiellement de
la responsabilité du SDEM en sa qualité de maître d’ouvrage des travaux de renforcement des
réseaux basse tension, même si, au sens des textes législatifs et réglementaires, le responsable de la
qualité du service est ERDF. Les résultats sont satisfaisants.
2006
2007
2008
2009
2010
Nombre de clients mal alimentés
3 222
3 299
4 076
3 318
2 036
Taux de clients mal alimentés
NC
1,90%
2,20%
1,80%
1,10%
Source : CRAC ERDF
Le taux de clients mal alimentés est, sur la période contrôlée, inférieur au plafond de 3 %
fixé par l’arrêté du 18 février 2010.
Comme indiqué plus haut, le résultat de 2010 n’est pas comparable aux précédents, ERDF
ayant modifié, en raison du changement du contexte réglementaire notamment, la modélisation du
réseau permettant d’identifier et de dénombrer les clients mal alimentés (CMA) dans son système
d’information.
Le résultat de 2009 est inférieur au taux plafond, que ce soit en zone rurale comme en zone
urbaine, et meilleur que la moyenne des concessions contrôlées par le cabinet AEC.
SDEM 2009
Concession AEC 2008
Taux de clients mal alimentés du SDEM
1,80%
2,10%
-
en zone rurale
2,20%
2,90%
-
en zone urbaine
0,60%
1,00%
Source : rapport AEC décembre 2010 ; synthèse du tableau de bord de concession 2009
3.2 Continuité de l’alimentation : des résultats de la concession à améliorer
Les investissements sur la moyenne tension (HTA), dont la maîtrise d’ouvrage relève de la
compétence d’ERDF, représentent la composante essentielle de l’amélioration de la continuité de
l’alimentation
22
.
gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité situé en amont. Les niveaux de qualité contractuellement fixés sont
établis en se fondant sur les règles de l'art communément admises par la profession ainsi que sur une évaluation de la qualité de
l'électricité constatée sur le réseau public de distribution d'électricité concerné. »
22
Sources : CRAC 2010 d’ERDF et rapport de la mission parlementaire sur la sécurité et le financement des réseaux de
distribution d’électricité d’avril 2011
25/36
Le principal indicateur est la durée moyenne annuelle de coupure par utilisateur raccordé
en basse tension. Il est appelé critère B. Il se subdivise, selon la prise en compte ou non des
événements exceptionnels, en « critère B toutes causes confondues » (B TCC) et en « critère hors
événements exceptionnels » (B HIX).
Le résultat national du critère B hors événements exceptionnels est pris en compte par la
CRE
23
pour moduler la rémunération d’ERDF.
ERDF, conformément à la proposition de la CRE du 26 février 2009, définit comme
« événements exceptionnels », les incidents ayant affecté plus de 100 000 clients sur des territoires
contigus et dont la probabilité d’occurrence est supérieure à 20 ans.
24
.
Le CRAC 2010 indique les résultats suivants :
Durée moyenne de coupure par client BT
En mn
2010
Critère B HIX
181
Critère B TCC
201
ERDF explique la différence entre le résultat du critère B HIX et celui du critère B TCC
par les événements exceptionnels que constituent les chutes de neige de janvier et décembre 2010 et
un « épisode venteux » de mars 2010
25
. Selon le CRAC communiqué par ERDF pour l’année 2010,
les incidents du 9 janvier, du 31 mars et du 19 décembre 2010 ont provoqué des coupures
respectivement chez 10 500, 6 900 et 9 600 clients, ce qui ne correspond pas au critère de
100 000 clients habitant des territoires contigus. ERDF n’a pas justifié du caractère exceptionnel de
ces événements dans le CRAC.
Même en considérant que ces événements sont exceptionnels, les résultats de la concession
du SDEM sont peu favorables.
Les résultats du SDEM en matière de critère B HIX
En mn
2006
2007
2008
2009
2010
moyenne
période
Critère B HIX SDEM Manche
119
131
194
168
181
159
Critère B HIX Moyenne France
72
66
76
85
84
77
Rapport SDEM/ France
1,7
2,0
2,6
2,0
2,2
2,1
Source : CRAC d’ERDF pour le SDEM, rapport d’information sur la sécurité et le financement des réseaux de
distribution d’électricité pour la moyenne France
Sur la période 2006-2010, les résultats de la concession du SDEM sont deux fois plus
dégradés que ceux de la moyenne nationale que la mission parlementaire sur la sécurité et le
financement des réseaux de distribution d’électricité considérait pourtant comme non satisfaisants.
Malgré des résultats peu favorables en 2006, la qualité n’a cessé de se détériorer
relativement à la moyenne nationale : le rapport entre le temps de coupure de la concession du
SDEM et celui de la France est passé de 1,7 en 2006 à 2,2 en 2010. Entre 2009 et 2010, la durée des
coupures a encore augmenté de 8 % alors qu’elle diminuait de 1% au plan national.
En mn
2009
2010
Critère B HIX SDEM Manche
168
181
Var Critère B HIX SDEM Manche N vs N-1
8%
Critère B HIX Moyenne France
85
84
Var Critère B HIX Moyenne France N vs N-1
-1%
Source : ERDF
23
Commission de régulation de l’électricité
24
Source : CRAC 2010
25
Source : CRAC 2010 p.19
26/36
ERDF écrit que, de manière générale, il
« investit deux fois plus par habitant en milieu
rural qu’en milieu urbain »
mais que
« pour autant, la qualité ne peut être la même en raison de la
configuration physique (faible densité de population, longueurs de lignes…)
».
Les sanctions légales à l’encontre du concessionnaire en cas de non-atteinte des objectifs
de qualité de service sont purement théoriques. Selon l’article 21-1-III de la loi du 10 février 2000
modifiée,
« Lorsque le niveau de qualité n’est pas atteint en matière d’interruption d’alimentation
imputable aux réseaux publics de distribution, l’autorité organisatrice peut obliger le gestionnaire
du réseau public de distribution concerné à remettre entre les mains d’un comptable public une
somme qui sera restituée après constat du rétablissement de la qualité.
Un décret en Conseil d’Etat définit les modalités d’application du présent article,
notamment les principes généraux de calcul de la somme concernée au présent III, qui tiennent
compte de la nature et de l’importance du non respect de la qualité constatée ».
Ce décret n’a jamais été promulgué.
ERDF rappelle que, «
postérieurement à cette disposition législative, un dispositif de
régulation incitative national a été institué par la dernière décision tarifaire. Ce dispositif de
régulation incitative se traduit par un bonus/malus en fonction du positionnement d’un indicateur
national de qualité de la continuité d’alimentation par rapport à une valeur fixée par le régulateur
national (CRE). Il y a une cohérence dans ce dispositif entre une qualité appréciée globalement sur
l’ensemble du territoire national de desserte d’ERDF et un tarif unique sur ce même territoire. Le
décret « qualité », quant à lui, fixe par ailleurs des objectifs territorialisés ».
« En termes de cohérence de politique publique, ERDF s’interroge sur la fixation
d’objectifs locaux, sachant que la maîtrise d’ouvrage est partagée et que des objectifs sont
également fixés par le régulateur national ».
CHAPITRE V : le contrôle de la concession par le concédant
1 Un cadre peu contraignant
Le contrôle du concessionnaire par le concédant répond à une obligation légale et
contractuelle.
Le pouvoir de contrôle du concessionnaire est affirmé par l’article 15 de la loi du
15 juin 1906 sur les distributions d’énergie repris à l’article L. 2224-31 du CGCT qui dispose
notamment : « […]
Les autorités concédantes précitées assurent le contrôle des réseaux publics de
distribution d'électricité et de gaz
[…] ».
Les modalités de contrôle sont fixées par l’article 32 du cahier des charges qui précise
notamment que :
- le contrôle s’effectue sur place et sur pièces,
- le concessionnaire présentera chaque année avant le 30 juin un compte rendu d’activité
faisant apparaître des indications relatives aux travaux neufs, à l’exploitation, aux relations
avec les usagers et aux comptes de la concession.
27/36
Ces modalités sont particulièrement vagues. Le concessionnaire n’est soumis à aucune
contrainte de compte rendu que ce soit concernant les travaux neufs ou l’exploitation.
Un protocole d’accord relatif aux indicateurs « fourniture et acheminement » à produire
dans le CRAC a été signé le 26 mars 2009 entre la FNCCR, ERDF et EDF. Il reprend de manière
plus précise les indicateurs devant figurer dans le CRAC.
Toutefois, la maille d’exploitation
privilégiée par le protocole, pour la fourniture des informations, est celle du centre de distribution et
non celle de la concession.
Les signataires prévoient de transposer le protocole dans le modèle révisé du contrat de
concession. Il appartiendra aux parties à la convention de concession de modifier par avenant les
clauses relatives à la production dans le CRAC des indicateurs « fourniture et acheminement ».
Par ailleurs, ERDF considère que le CRAC est nécessairement élaboré selon un modèle
national «
afin de garantir
une homogénéité dans l'information délivrée aux autorités
concédantes. ».
2 La mise en oeuvre du contrôle de la concession par le concédant
Le contrôle de la concession est assuré par sept personnes : cinq chargés d’affaires, le
directeur adjoint et le directeur, lui-même assermenté, conformément aux dispositions de l’article
L. 2224-31 du CGCT
26
.
Ce contrôle est complété par des audits périodiques confiés à un cabinet conseil sur des
thèmes fixés par un cahier des charges.
2.1 Le tableau de bord de la concession
Le tableau de bord annuel de la concession établi par le cabinet conseil vise à donner
l’image la plus exhaustive de la concession, à évaluer globalement l’état de la concession et les
performances du concessionnaire selon les axes suivants :
- les caractéristiques techniques,
- la situation patrimoniale,
- la qualité du réseau de distribution d’électricité,
- la qualité des services rendus aux usagers.
2.2 La fiabilité des inventaires tenus par le concessionnaire
Le contrôle de la fiabilité des inventaires consiste à rapprocher les inventaires technique et
comptable afin de faire ressortir les écarts.
L’audit mené par le cabinet AEC sur les données de 2006 fait apparaître des écarts peu
importants, que ce soit sur le réseau basse tension (BT) ou moyenne tension (HTA).
26
Article L. 2224-31 du CGCT «
Les autorités concédantes précitées assurent le contrôle des réseaux publics de distribution
d'électricité et de gaz. A cette fin, elles désignent un agent du contrôle distinct du gestionnaire du réseau public de distribution.
[…]
Des fonctionnaires et agents parmi ceux qui sont chargés des missions de contrôle visées aux alinéas précédents sont habilités
à cet effet par le maire ou par le président de l'établissement public de coopération et assermentés dans les conditions prévues
par l'article 43 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 précitée pour les fonctionnaires et agents habilités par le ministre
chargé de l'énergie et pour les agents de la Commission de régulation de l'énergie habilités par son président
».
28/36
2.3 La valorisation et l’immobilisation des ouvrages par le concessionnaire
Lorsque le concédant est maître d’ouvrage, ERDF valorise et immobilise les ouvrages qui
lui sont remis selon les coûts qu’il aurait supportés s’il avait été maître d’ouvrage. Pour ce faire, un
« canevas technique national » a été établi sur la base des coûts moyens constatés pour les travaux
dont ERDF est maître d’ouvrage.
Un protocole national élaboré signé le 30 juin 2009 entre ERDF et la FNCCR dit de
« Valorisation des remises gratuites » (VRG) mis en place pour la concession début 2010 stipule
que le concédant est alerté par ERDF dès que la valorisation s’écarte des coûts exposés au-delà des
seuils d’alerte suivants :
Coûts exposés
Seuil
Coûts < 10 000 €
+/- 1 000 €
10 000 €
≤
Coûts < 80 000 €
+/- 8 %
Coûts
≥
80 000 €
+/-5 %
Ce protocole ne modifie en rien les modalités de prise en charge des ouvrages par ERDF.
Il permet néanmoins d’améliorer l’information entre les parties.
ERDF et le SDEM indiquent qu’en 2010, 430 affaires ont été traitées dans le cadre du
protocole avec un écart global de valorisation de -6,7 %, ce qui signifie les coûts valorisés par
ERDF sont inférieurs de 6,7% aux coûts supportés par le concédant. Selon ERDF, cet écart est de
-3,3% pour 2011.
3 L’actif de la concession
3.1 L’évolution de l’actif sur la période contrôlée
L’actif de la concession tel qu’il ressort des CRAC est le suivant :
En milliers d'euros
2006
2007
2008
2009
2010
Variation
Valeur brute
492 396
519 077
538 814
564 961
589 447
20%
Amortissement
178 322
191 482
203 913
216 259
229 669
29%
Valeur nette comptable
314 074
327 595
334 901
348 702
359 778
15%
Provisions de renouvellement
50 950
50 606
52 600
54 562
55 720
9%
Valeur de remplacement
678 510
702 905
767 317
781 673
806 072
19%
Fin 2010, la valeur nette de l’actif de la concession s’élevait à 589 M€ et la valeur de
remplacement, c’est-à-dire la valeur de remplacement par un ouvrage de fonctionnalités et de
capacité identiques à celui actuellement en exploitation, à 806 M€, en hausse respectivement de
20 % et 19 % sur la période contrôlée.
Les règles comptables applicables aux concessions de distribution d’électricité (comptes du
concessionnaire) ont été sensiblement modifiées par les dispositions de la loi n° 2004-803 du
9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et
gazières. A compter du 1er janvier 2005, les biens renouvelables donnent lieu à la comptabilisation
de charges correspondant à :
29/36
- un amortissement industriel de la valeur brute des biens, calculé sur leur durée de vie, réparti entre
amortissement
des
financements
du
concédant
et
amortissement
des
financements
du
concessionnaire,
- une provision pour renouvellement, assise sur la différence entre l’amortissement de la valeur de
remplacement et l’amortissement de la valeur brute des biens, pour les seuls biens renouvelables
avant le terme de la concession.
3.2 Une connaissance impossible de la valeur réelle des biens de la concession
3.2.1 Les modalités de valorisation des ouvrages par ERDF
Tout d’abord, comme indiqué plus haut, les travaux réalisés par le SDEM sont pris en charge
par ERDF selon une grille qui lui est propre. Cette pratique, conforme aux règles comptables en
vigueur, a pour effet, lorsque l’écart de valorisation est négatif, de minorer les amortissements des
biens apportés par le concédant, donc les droits potentiels du concédant exigibles en fin de
concession.
Par ailleurs, une part importante des biens de la concession est
« non localisable »
car
constituée d’ouvrages non identifiés physiquement ni localisés sur le territoire de la concession. Ce
sont notamment les branchements, les compteurs et les transformateurs. Au 31 décembre 2010, ils
s’élèvent à 98,9 M€, soit 17 % de l’actif de la concession tel que valorisé par ERDF (589,4 M€).
Ces ouvrages sont comptabilisés au patrimoine de la concession sur la base d’une clé de
répartition appliquée à la valeur de ces ouvrages au bilan d’ERDF.
3.2.2 Un traitement spécifique des passifs de concession relatifs aux ouvrages situés en
zone rurale
Les règles comptables applicables aux concessions de distribution d’électricité (comptes du
concessionnaire) ont été sensiblement modifiées par les dispositions de la loi n° 2004-803 du
9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et
gazières.
A compter du 1er janvier 2005, les biens renouvelables donnent lieu à la comptabilisation de
charges correspondant à :
- un amortissement industriel de la valeur brute des biens, calculé sur leur durée de vie, réparti entre
amortissement
des
financements
du
concédant
et
amortissement
des
financements
du
concessionnaire,
- une provision pour renouvellement, assise sur la différence entre l’amortissement de la valeur de
remplacement et l’amortissement de la valeur brute des biens, pour les seuls biens renouvelables
avant le terme de la concession.
Or, compte tenu du régime de répartition de la maîtrise d'ouvrage entre communes
urbaines et communes rurales, la probabilité qu'un ouvrage ER
27
soit renouvelé par EDF est trop
faible pour considérer ces biens comme renouvelables.
ERDF n’amortit donc pas les réseaux BT et postes HTA/BT financés par le concédant en
zone rurale. Estimant n’assurer que 20% de la maîtrise d’ouvrage du renouvellement des ouvrages
BT en zone d’électrification rurale, il ne provisionne le renouvellement de ces ouvrages qu’à
hauteur de 20%.
27
Ouvrage ER = réseaux BT et postes HTA/BT situés dans les communes relevant du régime de l’Electrification Rurale (ER) ;
30/36
Cette pratique est justifiée sur les plans comptable et fiscal. En effet, le concessionnaire ne
peut pas comptabiliser des amortissements et des provisions pour renouvellement pour des biens
qu’il n’a pas financés et dont le renouvellement est à la charge du concédant.
Toutefois, elle n’est pas conforme à l’article 10 du cahier des charges qui ne fait aucune
distinction entre biens financés par le concessionnaire et ceux qui le sont par le concédant :
« En vue
de pourvoir au financement des travaux de renouvellement de l'ensemble des biens concédés, tels
qu'ils figurent au bilan sous la rubrique « immobilisations du domaine concédé» et devant faire
l'objet d'un renouvellement avant le terme normal de la concession, le concessionnaire sera tenu de
pratiquer des amortissements industriels et de constituer des provisions pour renouvellement
prenant en considération le coût de remplacement des immobilisations concernées ».
L’article 10
stipule que les amortissements et les provisions que doit passer ERDF concernent l’ensemble des
biens concédés.
L’incohérence entre la doctrine fiscale et comptable appliquée par ERDF et les stipulations
du cahier des charges aboutit à ce que les ouvrages situés en zone d’électrification rurale ne sont
amortis, ni par le concessionnaire, ni par le concédant.
La chambre demande qu’il soit mis fin à cette incohérence.
3.3 Les droits du concédant
Le compte 229 " Droits du concédant " chez le concessionnaire ERDF enregistre la
contrepartie de la valeur des biens mis gratuitement dans la concession par le concédant. Depuis le
1er janvier 2005, les droits du concédant comprennent la valeur nette comptable des biens mis en
concession déduction faite des financements du concessionnaire non amortis, comptabilisés en
valeur historique, et d’autre part, du cumul des amortissements constitués sur la partie des biens
financés par le concédant.
Au 31 décembre 2009, les droits du concédant s’élèvent à 281,4 M€. Les données de 2010
ne sont pas disponibles. Ce montant doit être recalculé en fin de contrat compte tenu de la nécessité
de réévaluer les droits du concessionnaire qui correspondent au financement de la valeur nette
(après amortissement) des ouvrages apportés par le concessionnaire.
Les droits du concédant en 2009 (en milliers d'€)
Valeur nette comptable des biens concédés
348 702
- Financement concessionnaire non amorti et non réévalué
127 843
+ Amortissement du financement du concédant
60 506
= Montant des droits du concédant (4)
281 365
Source : cabinet AEC
Le rapprochement de ce tableau et de celui relatif à l’actif de la concession permet de
déduire l’origine du financement des ouvrages de la concession :
en milliers d'euros
Total 2009
dont
financés par
ERDF
dont
financés par
le SDEM
valeur brute comptable
564 961
283 596
281 365
amortissement
216 259
155 753
60 506
valeur nette comptable
348 702
127 843
220 859
31/36
Le montant des droits du concédant est peu significatif dans la mesure où les droits du
concessionnaire n’ont pas été réévalués et où les biens apportés par le concédant et situés en zone
d’électrification rurale ne sont pas amortis et provisionnés seulement à hauteur de 20 %.
Par ailleurs, ERDF affirme que cette provision, calculée au plan national, est ensuite ventilée
sur les patrimoines des concessions selon une clé de répartition. Cette affirmation n’est pas
corroborée par le CRAC. ERDF, dans le CRAC de 2009, écrit
28
: «
La provision mentionnée
29
ne
comprend pas la provision pour renouvellement constatée depuis 2005 sur les biens du régime
d'électrification rurale (ER) renouvelables avant le terme des concessions, celle-ci étant gérée au
niveau national. Son assiette de calcul est égale à 20 % de l'écart entre la valeur de remplacement
et la valeur d'origine des biens concernés. Ce pourcentage de 20 % correspond au taux moyen de
financement de ces ouvrages historiquement observé jusqu'à présent. »
3.4 Le « ticket de sortie »
Le
« ticket de sortie »
représente la somme que le concédant ou le futur concessionnaire
devra payer au concessionnaire sortant afin que ce dernier récupère les dépenses qu’il a engagées
sur la durée de la concession. Il est égal :
- à la valeur nette des biens financés par le concessionnaire,
- à l’amortissement de la partie des biens financés par le concédant qui constitue une dette du
concessionnaire vis-à-vis du concédant,
- aux provisions non utilisées qui doivent être restituées par le concessionnaire au concédant,
conformément aux dispositions de l’article 31 du cahier des charges de la concession.
Le ticket de sortie au 31 décembre 2009 (en milliers d'€)
Financement concessionnaire non amorti et non réévalué
127 843
- Amortissement du financement du concédant
60 506
- Provisions non utilisées
54 562
Ticket de sortie
12 775
Le montant du ticket de sortie n’a aucune signification pour les mêmes raisons que celui
des droits du concédant.
ERDF estime en outre que le calcul d’un « ticket de sortie » est sans fondement pratique
dans le contexte législatif et conventionnel actuel et «
qu’en cas d’évolution législative permettant
l’ouverture à la concurrence et la reprise de l’activité de distribution par des sociétés publiques
locales (SPL), les modalités d’indemnisation seraient assurément modifiées par les pouvoirs
publics ».
3.5 Les comptes de la concession non significatifs
En 2010, les comptes de la concession ont été excédentaires de 1,4 M€, après prise en
compte d’une contribution d’équilibre de 5,9 M€. Le département de La Manche bénéficie d’une
contribution d’équilibre pour compenser le handicap résultant de la longueur de son réseau de
distribution électrique et du caractère disséminé de son habitat.
28
CRAC 2009 d’ERDF, page 61. Le CRAC pour 2010 ne mentionne pas ce sujet.
29
Provision constituée pour le renouvellement des ouvrages de la concession (1
er
paragraphe de la page 61).
32/36
Les résultats de la concession en 2009
Produits en milliers d'€
Chiffre d’affaires net
71 998
Autres produits
10 007
Total des produits
82 005
Contribution d’équilibre
5 883
Charges en milliers d'€
Consommation de l’exercice en provenance des tiers
41 922
Impôts Taxes et versements assimilés
2 770
Charges de personnel
21 851
Dotations d'exploitation
17 489
Autres charges
2 499
Total des charges
86 530
Résultat en milliers d'€
1 358
Source : CRAC 2010
En raison de la fixation au plan national des tarifs, ERDF est dispensé de l’obligation
d’établir un compte de résultat par concession. Si 90 % des produits sont affectés directement à la
concession, seules 30 % des charges le sont. Le solde est réparti entre les concessions, au prorata du
nombre de kWh facturés ou du nombre de clients.
La situation d’ERDF est différente de celle d’entreprises exploitant une délégation de
service public « classique », où, les recettes proviennent d’un tarif fixé au niveau de la concession et
où les charges sont locales. Le réseau de distribution d’électricité d’une concession est interconnecté
à l’ensemble du territoire géré par ERDF. Selon ERDF, son organisation répond à une optimisation
technique et financière au vu de la réalité physique de ce réseau et ne peut donc pas coïncider avec
le périmètre concessif qui est
celui d’un regroupement de communes.
33/36
RECOMMANDATIONS
La gouvernance
-
Instituer le SDEM autorité organisatrice unique pour l’ensemble du département de la Manche et lui
transférer la totalité de la maîtrise d’ouvrage en zone rurale.
La fiabilité des comptes
-
Comptabiliser à l’actif du bilan du SDEM les ouvrages qui lui ont été remis par ses membres à
l’occasion du transfert de la maîtrise d’ouvrage en 2005.
La situation financière
-
Mettre fin au remboursement par ses membres des coûts de câblage et de génie civil à la charge du
SDEM à l’occasion des travaux de mise en souterrain des réseaux menés conjointement par le
syndicat et France Télécom ;
-
mettre en cohérence les statuts du syndicat relatifs au financement des charges de structure avec le
cahier des charges de la convention de concession ;
-
s’assurer par EDF du respect des clauses du cahier des charges concernant la communication de ses
programmes de travaux ;
-
en vue de la préparation la conférence prévue par la loi du 7 décembre relative à la nouvelle
organisation du marché de l’électricité (NOME), élaborer un plan pluriannuel d’investissement
(PPI).
La qualité de l’électricité
-
Actualiser les stipulations de l’article 13 du cahier des charges relatives aux objectifs de qualité
pour la rendre conforme à la version validée par l’accord-cadre de 2007 entre la FNCCR
30
et
ERDF ;
Le contrôle de la concession
-
Transposer le protocole du 26 mars 2009 relatif aux indicateurs à produire dans le CRAC afin de
préciser les modalités de compte rendu par le concessionnaire ;
-
mettre fin à l’incohérence entre la pratique d’amortissement et de provisionnement des ouvrages
d’électrification rurale par ERDF et l’article 10 du cahier des charges de la concession.
30
Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies
34/36
Annexe 1 : Le partage de la maîtrise d’ouvrage entre le concessionnaire et le concédant
La répartition de la maîtrise d’ouvrage entre le SDEM et ERDF est fixée par les articles 9 et 10 du
cahier des charges et l’article 5 de l’annexe 1 au cahier des charges selon trois critères :
¾
La catégorie de travaux : renforcement
31
, extension
32
, branchement
33
, déplacement d’ouvrages,
alimentation de lotissement, de zone d’aménagement…, effacement
34
du réseau basse tension.
¾
La catégorie de communes :
o
A -
communes relevant du régime urbain de l’électrification ne reversant pas la taxe sur
l’électricité au SDEM ou à une autre collectivité adhérente au SDEM ;
o
B - communes relevant du régime urbain de l’électrification dont la taxe sur l’électricité
est versée au SDEM ou à une autre collectivité adhérente au SDEM
o
C -
communes relevant du régime rural de l’électrification.
¾
La catégorie d’installations :
o
1 -
financement assuré par une commune ou un groupement de communes
o
2 -
installations liées aux activités agricole, artisanale et communale et desserte des
immeubles ayant fait l’objet d’un permis de construire ;
o
3 -
autres installations
Travaux concernés
Catégorie de communes et
d’installations
Maitre d’ouvrage
Renforcement réseau HTA
toutes
ERDF
A1 à A3 et B1 à B3
ERDF
Renforcement réseau BT
C1 à C3
SDEM
A1
SDEM ou ERDF
B1 - C1 - C2
SDEM
Extension ticket bleu individuel
A2 - A3 - B2 - B3
ERDF
A1 à A3 - B1 à B3
ERDF
Extension ticket jaune
C1 à C3
SDEM
Extension ticket vert
toutes
ERDF
A1 à A3 - B2 à B3 - C3
ERDF
Branchement individuel ticket bleu
B1 - C1 - C2
ERDF ou SDEM
Branchement individuel ticket jaune
toutes
ERDF
A2 - A3 - B2 - B3 - C2 - C3
ERDF
A1
SDEM ou ERDF
Lotissement – Zone aménagement
artisanale ou industrielle
C1 - C1
SDEM
Déplacements d’ouvrages
toutes
ERDF ou SDEM
A1 à A3
ERDF ou SDEM
Effacement du réseau BT
B2 - B3 - C2 - C3
SDEM
31
Renforcement : intervention sur le réseau existant pour adapter sa capacité à la demande ou au besoin des usagers
32
Extensions : elles sont constituées des ouvrages nouvellement créés ou créés en remplacement d’ouvrages existants ;
33
Branchement : canalisation ou partie de canalisation ayant pour objet d’amener l’électricité à l’intérieur des propriétés desservies
34
Effacement :
passage des réseaux aériens en souterrain ;
35/36
Annexe 2 : Les critères d’attribution du FACE
Les critères d’attribution du FACE sont les suivants
35
:
B
Programme A/B renforcement
Le FACE a recours à un critère dans lequel entrent pour 80 % le «
coût total de résorption des DMA
(départs mal alimentés
) » et pour 20 % le taux d’évolution des puissances souscrites (PS).
Coût total de résorption pour un département
= longueur totale des DMA * (1/3 * coût national du
km aérien + 2:3 * coût national du km souterrain) + nombre de DMA * [1/3 * (coût national pondéré des
postes)].
Taux d’évolution des puissances souscrites
= Somme pour toutes les communes ER (PS cumulées
année N - PS cumulées année N-1)* longueur du réseau BT en zone ER)/ Somme (PS cumulées année
N-1).
B
Programme sécurisation :
Deux critères sont utilisés : le kilométrage des lignes BT en fils nus et la densité moyenne de clients
sur les départs comportant des fils nus, respectivement pour 70 % et 30 %.
B
Programme effacement
Ici aussi, le FACE a recours à deux critères pondérés pour 70 % et 30 % : le kilométrage des lignes BT
aériennes et le montant des travaux d’amélioration esthétique financés par les maitres d’ouvrage sur leurs
fonds propres.
35
Source : rapport du conseil du FACE 2010.
36/36
REPONSE DE L’ORDONNATRICE
- Réponse de Mme Nadège Besnier, présidente du Syndicat départemental d’énergies de la Manche,
en date du 19 mars 2012.