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GUIDE POUR LA DISTRIBUTION D ÉLECTRICITÉ. Chapitre 1 - PDF
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1 GUIDE POUR LA DISTRIBUTION D ÉLECTRICITÉ Chapitre 1 1. LES COLLECTIVITÉS ORGANISATRICES DE LA DISTRIBUTION 1.1 Éléments du cadre réglementaire Les modes d organisation des services publics Nota - Les données relatives aux groupements de collectivités territoriales (périmètre, organisation, financement, compétences, rattachements ) sont disponibles sur le site BANATIC (BAse NATionale d'informations sur l'intercommunalité) ouvert par la DGCL. Les collectivités territoriales (le terme collectivité locale n existe plus depuis 2003) sont, d après l art. 72 de la Constitution : les communes, les départements, les régions, les collectivités à statut particulier telles que la Corse, et les collectivités d outre-mer régies par l art. 74 telles que Mayotte. Elles disposent de la personnalité morale, de compétences propres et de pouvoirs décisionnels et réglementaires pour exercer ces compétences. Les groupements de collectivités territoriales sont, d après l art. L du CGCT : - les EPCI, établissements publics de coopération intercommunale 1/ à fiscalité propre (fiscalité additionnelle à celle de communes ou à la place des communes) : communautés de communes, communautés urbaines, communautés d agglomération, syndicats d agglomération nouvelle, métropoles ; 2/ sans fiscalité propre : syndicats de communes à vocation scolaire, eau potable, ordures ménagères (SICTOM), électrification, aménagement hydraulique, vocation multiple (SIVOM) ; - syndicats mixtes fermés constitués exclusivement de communes et d EPCI, ou uniquement d EPCI (L ) ; - syndicats mixtes ouverts associant exclusivement des communes, des EPCI, des départements et des régions (L ) ; - pôles métropolitains, agences départementales, institutions ou organismes interdépartementaux et ententes interrégionales. L action des collectivités locales dans le domaine économique a été notamment définie par le Conseil d État (CE, 31 mai 2006, Ordre des avocats au Barreau de Paris, n ) : - Le champ d activité des personnes publiques s étend aux activités de service public. - Mais possibilité de prendre en charge une activité économique dans les limites : - de leur compétence ( géographique, matérielle), - du respect d'un intérêt public (en cas notamment de carence de l'initiative privée) - respect de la liberté du commerce et de l industrie et du droit de la concurrence. Par ailleurs, l ordonnance n du 9 mai 2011 portant création du code de l énergie a abrogé les lois de 1906, 1925, 1946, 2000, 2003, 2004, 2005 et 2006 mentionnées ci-après, dont les dispositions ont été reprises dans le code. Les références indiquées dans ce qui suit reportent chaque fois que possible simultanément au texte législatif d origine, et à son équivalent dans le code de l énergie, noté CNRJ Les autorités organisatrices de la distribution La loi municipale du 5 avril 1884, toujours en vigueur, codifiée au CGCT avec les modifications ultérieures, a donné aux communes compétence pour organiser les services publics locaux tels que : la voirie, les bibliothèques et musées, les services d incendie et de secours, les cimetières et opérations funéraires, les services publics industriels et commerciaux (parmi lesquels l eau, le gaz, l électricité), l assainissement, les ordures ménagères et les déchets, les halles, marchés et poids publics, les abattoirs, les transports urbains, les parkings, les communications électroniques, la télévision locale. Pour gérer ces services, les communes peuvent se grouper en syndicats (SIVU) créés par décret du ministère de l intérieur pris en Conseil d État (loi du 22 mars 1890), puis par le préfet (loi du 13 novembre 1917). Le dispositif s améliore progressivement en : Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 1
2 - regroupements de forme associative, financés par une contribution des communes membres : SIVU ; SIVOM (ordonnance n du 5 janvier 1959) ; syndicat mixte (décret n du 20 juin 1955) ; - regroupements de forme fédérative à fiscalité propre : communauté urbaine (loi du 31 décembre 1966) ; communauté de communes (loi du 6 février 1992) ; communauté d agglomération (loi du 12 juillet 1999) ; syndicat d agglomération nouvelle (loi du 13 juillet 1983) ; métropole (loi du 16 décembre 2010). - les districts et les communautés de ville ont disparu en Dans ce cadre, la distribution d électricité est longtemps restée le fait d entreprises privées, agissant dans le cadre de simples permissions de voirie. Puis, l ampleur des investissements s accroissant, auxquels il fallait assurer une durée d amortissement suffisante, la loi du 15 juin 1906 a fait de la concession le principal mode de gestion de ce service public. Cependant, les collectivités (communes ou groupements de communes) ont pu choisir d assurer par elles-mêmes, c est-à-dire en régie, la distribution d électricité. Les articles 6 et 7 de la loi disposent que le pouvoir concédant est détenu, selon l étendue de la concession, soit par la commune, soit par le syndicat formé entre plusieurs communes, soit par le département dans l étendue de celui-ci (c est actuellement le cas du Loiret et de la Sarthe). Le code de l énergie reprend ces dispositions de la façon suivante. Selon l article L CNRJ, les autorités organisatrices d un réseau public de distribution (AOD), exploité en régie ou concédé, sont définies à l article L CGCT. Les AOD peuvent être (L IV CGCT): une commune, un syndicat de communes (art. L et s. CGCT), ou un syndicat mixte soit fermé (art. L et s.), soit ouvert (L et s.), un département si celui-ci exerçait cette compétence avant août 2004 (c est le cas du Loiret et de la Sarthe). Un réseau public de distribution est constitué (L CNRJ et L IV CGCT) principalement des ouvrages de tension < 50 kv situés sur le territoire d une AOD. Les AOD : contribuent (L CNRJ) à la desserte rationnelle du territoire par les réseaux de distribution, au raccordement et à l accès à ceux-ci. organisent (L CNRJ) le service public de la fourniture d électricité aux clients raccordés aux réseaux de distribution bénéficiant des tarifs réglementés de vente (L CNRJ) ou de la tarification spéciale «produit de première nécessité». peuvent assurer la maîtrise d ouvrage (L CNRJ, et L et L CGCT) des travaux de premier établissement, d extension, de renforcement et de perfectionnement des ouvrages de distribution. Remarque Créée le 5 avril 2012, l Association des distributeurs d électricité en France (ADEEF) rassemble plus de 150 entreprises. Ses membres fondateurs sont les gestionnaires de réseaux de plus de clients : ERDF, ESR (Strasbourg), Gérédis (Deux-Sèvres), SRD (Vienne), URM (Metz) ; ainsi que les fédérations d entreprises locales de distribution (ELD) : ANROC Association Nationale des Régies de services publics et Organismes constitués par les Collectivités locales ou leur participation (112 ELD), ELE (Syndicat Professionnel des Entreprises Locales d Énergie (60 ELD), FNSICAE Fédération Nationale des Sociétés d'intérêt Collectif Agricole d'electricité (13 ELD) Les concessions Les réseaux de distribution sont exploités par un concessionnaire dans le cadre d une concession accordée par l AOD (L CNRJ), hormis les rares cas (5% du territoire) où ils le sont en régie. En Juin 2013, ERDF recensait 646 concessions d électricité, elles étaient plus de trois ans auparavant. L acte de concession est matérialisé par deux pièces : une convention marquant l accord de l autorité concédante et du concessionnaire, un cahier des charges fixant les droits et obligations des deux parties. Aujourd hui, 736 conventions (Cour des comptes, fév. 2013). Les ouvrages des réseaux de distribution appartiennent (L CNRJ) aux collectivités territoriales ou à leurs groupements (cf. Chapitre 2 du présent guide). Remarque 1 Les articles L et suiv. du CGCT traitent des services publics locaux, mais ne concernent pas EDF, entreprise disposant d un monopole (cf. L ). Rappelons cependant que, selon l article L du CGCT, «la délégation de service public est un contrat par lequel une personne morale de droit public confie la gestion d un service public dont elle a la responsabilité à un délégataire public ou privé dont la rémunération est substantiellement liée aux résultats de l exploitation du service. Le délégataire peut être chargé de construire des ouvrages ou d acquérir des biens nécessaires au service.» Cette définition, reprise de l arrêt CE, 15 avril 1996, Préfet des Bouches-du-Rhône c/commune de Lambesc, a abandonné la jurisprudence selon laquelle substantiellement s entendait d une proportion d au moins 30 % de la rémunération de l exploitant soumise à un risque d exploitation (CE, 30 juin 1999, Syndicat mixte du traitement des ordures ménagères centre-ouest seineet-marnais). Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 2
3 De même, la Commission européenne considère que la présence du risque d exploitation constitue le principal caractère distinctif d une concession de travaux ou d une concession de services, par opposition au marché public de travaux ou au marché public de services - le risque étant dans l importance des péages ou des redevances résultant de la fréquentation de l ouvrage réalisé ou du service proposé (Communication interprétative de la commission sur les concessions en droit communautaire, JOCE C 121 du 29 avril 2000 ; directive 2004/18/CE relative à la coordination des procédures de passation des marchés publics de travaux, de fournitures et de services, JOCE L 134 du 30 avril 2004). Remarque 2 L article 16 du traité instituant la Communauté européenne mentionne «les services d intérêt économique général» parmi les valeurs communes de l Union. Mais des concepts voisins sont également utilisés : «service universel» (postes et télécommunications), «obligations de service public» (énergie et transport), «services d intérêt général» ou encore «services économiques d intérêt général». Récemment, le concept de «service public» est apparu dans les directives 2003/54 et 2003/55 du 26 juin 2003 sur le marchés de l électricité et du gaz, dont les articles 3-2 précisent que «les États membres peuvent imposer aux entreprises du secteur de l électricité et du gaz des obligations de service public portant sur la sécurité, la régularité, la qualité et le prix de la fourniture, ainsi que la protection de l environnement.» Les entreprises locales de distribution Les collectivités (communes ou groupements de communes) ont pu choisir d assurer par elles-mêmes, c est-àdire en régie, la distribution d électricité. Leurs différentes formes juridiques sont rassemblées sous l appellation d entreprises locales de distribution (ELD). Les ELD sont (L CNRJ) les sociétés d économie mixte dans lesquelles l État ou les collectivités locales détiennent la majorité du capital, les coopératives d usagers et les sociétés d intérêt collectif agricole concessionnaires de gaz ou d électricité, ainsi que les régies constituées par les collectivités locales, existant au 9 avril 1946 et dont l autonomie a été maintenue après cette date. Ces organismes doivent, pour demeurer de droit des gestionnaires de réseaux de distribution dans leur zone de desserte, conserver leur appartenance au secteur public, quelle que soit leur forme juridique ou leur nature coopérative. Elles relèvent pour la plupart de l un ou l autre des régimes juridiques suivants : Les régies sans personnalité ni autonomie (encore appelées régies simples ou directes). Il s agit de simples services municipaux (ou syndicaux), qui ne disposent d aucune instance spécifique, et dont les opérations financières et comptables sont intégrées au budget de la collectivité (ou dans un budget annexe, lorsqu elles ont un caractère industriel et commercial). Seules ont subsisté les régies de ce type instituées avant le 28 décembre 1926 (art. 23 de la loi de fin. du 30 décembre 1930, repris à l art. L du CGCT). Les régies à personnalité civile. Instituées par le décret du 8 octobre 1917, elles sont administrées par un directeur et un conseil d administration nommés par le maire, et régies par un cahier des charges. Le budget, voté par le conseil d administration, est approuvé par le maire après inscription au budget communal des soldes positifs ou négatifs. Le décret du 17 février 1930, art. 64 (art. R du CGCT) a proscrit l application de ce statut aux régies constituées après le 18 février Les régies dotées de la seule autonomie financière. Encore appelées régies autonomes, elles ont été instituées par le décret-loi du 28 décembre 1926 (dispositions modifiées par les décrets n du 6 mai 1988 et n du 23 février 2001, reprises aux art. L et suiv., R à R , et R à R du CGCT). Sans personnalité distincte de celle de la commune, mais dotées d un directeur et d un conseil d exploitation, ces régies sont placées sous l autorité directe du maire et du conseil municipal. Le budget, distinct de celui de la commune, est voté par le conseil municipal. Les régies dotées de la personnalité morale et de l autonomie financière. Elles ont été instituées par les décrets n du 20 mai 1955 et n du 19 octobre 1959 (dispositions modifiées par les décrets n du 6 mai 1988 et n du 23 février 2001, reprises aux art. L , R et R à R du CGCT). Administrées par un directeur et un conseil d administration désignés par le conseil municipal sur proposition du maire, et pourvues d un patrimoine distinct de celui de la collectivité, elles fonctionnent en grande partie selon les règles du droit privé et sont dotées d une réelle autonomie. Le budget, distinct de celui de la commune, est voté par le conseil d administration. Les sociétés d économie mixte locale (SEML). Elles ont été instituées par la loi n du 7 juillet 1983 et ses textes d application (décret du 9 mai 1985, circulaire du 16 juillet 1985, art. L et suivants du CGCT). Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 3
4 Il s agit de sociétés anonymes régies par la loi du 24 juillet 1966, regroupant des collectivités publiques et des actionnaires privés, où la participation publique au capital est comprise entre 51% et 85%. Contrairement aux régies, les SEML sont soumises à l impôt sur les sociétés. Les Sociétés d intérêt collectif agricole pour l électricité (SICAE). Les premières coopératives agricoles d électricité ne pouvaient à l origine desservir que leurs adhérents agriculteurs. Pour leur permettre de devenir concessionnaires et d alimenter des non-sociétaires, la loi du 5 août 1920 les a transformées en SICAE. Leur régime est codifié aux articles L. 531 et suivants du code rural. Contrairement aux régies, les SICAE sont soumises à l impôt sur les sociétés. Les ELD peuvent (L CNRJ) : 1 / Constituer entre elles des groupements d intérêt économique ou participer à des GIE avec les entreprises Électricité de France, GDF-Suez ou avec les sociétés issues de la séparation entre les activités de distribution et les activités de production ou de fourniture exercées par ces deux entreprises ; 2 / Même lorsque leurs zones de desserte ne sont pas limitrophes, fusionner au sein d une régie, d une société publique locale, d une société d économie mixte locale ou d une société d intérêt collectif agricole d électricité. Remarque Par exemple, les régies de la Vienne se sont regroupées au sein de Sorégies. La régie d Aire-surl Adour est devenue la SEM Gascogne Energies Services, et celle de Saint-Jean-de-Maunenne la Sorea avec GEG et Sorégies à leur tour de table. Une trentaine d ELD ont mutualisé leurs offres au sein d Alterna, créée par GEG et Sorégies Les sociétés publiques locales (SPL) Les SPL sont décrites à l article L inséré dans le CGCT par la loi n du 28 mai 2010 pour le développement des sociétés publiques locales. Il s agit de sociétés anonymes dont les actionnaires, deux au minimum (au lieu de sept) sont exclusivement des collectivités territoriales ou leurs groupements. Elles exercent leur activité exclusivement sur le territoire de leurs actionnaires. Ceux-ci peuvent leur confier des marchés sans mise en concurrence préalable, puisqu il s agit de prestations intégrées («in-house») pour réaliser des opérations d aménagement au sens de l article L du code de l urbanisme, ou de construction ou pour exploiter des services publics à caractère industriel ou commercial ou toutes autres activités d intérêt général. Les compensations financières éventuelles doivent résulter d un mandat précis donné à la SPL (cf. Autorité de la concurrence, avis n 11-A-18 du 24 novembre 2011). Remarque Le TA de Rennes (11 avril 2013, n ) a rappelé que les collectivités ne peuvent transférer à une SPL que les compétences qu elles ont conservées, et non déjà transférées à un autre EPCI par exemple Le contrat de partenariat L ordonnance n du 17 juin 2004, codifiée aux articles L et suiv. du CGCT en ce qui concerne les collectivités territoriales, a créé le contrat de partenariat (public privé, dit PPP). Ce contrat autorise tous les organismes publics (État, collectivités territoriales, établissements publics), en cas (i) de complexité, (ii) d urgence, (iii) d un bilan avantages-inconvénients plus favorable que ceux d autres contrats de la commande publique (cf. loi n du 28 juillet 2008, art. 2), à confier à une entreprise privée la conception, la réalisation, le financement, la maintenance et la gestion de certains équipements publics ou investissements immatériels concourant aux missions de service public (et non pas la gestion du service public lui-même, cf. décision du 26 juin 2003 du Conseil constitutionnel), pour une période déterminée en fonction de la durée d amortissement des investissements ou des modalités de financement retenues. L urgence résulte objectivement d un retard particulièrement grave à rattraper, imputable ou non à la personne publique qui attribue le contrat (CE, 23 juillet 2010, n ). Les collectivités doivent respecter une procédure d évaluation préalable : établir la complexité (la technicité) ou l urgence du problème, évaluer leur projet en termes économiques, financiers et d intérêt général, comparer le PPP aux autres solutions possibles : réalisation en régie, marché public, concession Le contrat PPP permet à la collectivité de réunir les compétences nécessaires dès la conception du projet, de stimuler l innovation technologique par le mécanisme dit «d initiative privée», et de lisser sur la durée du contrat le remboursement de l investissement initial. Les modes opératoires sont décrits dans la circulaire du 29 novembre 2005 et dans le guide pratique «Contrats de partenariat : principes et méthodes» (www.minefi.gouv.fr, rubrique contrats de partenariat). Le Gimelec (groupement des industries électriques a également élaboré un guide avec l Ademe). Ses inconvénients sont la lourdeur de la procédure préalable, le risque de dérapage d investissements hors bilan en comptabilité publique, la réticence des administrations à externaliser leurs prestations. Pour élargir son utilisation, deux nouveaux critères sont envisagés, l avantage économique et financier au regard des autres outils de la commande publique, l insertion dans un secteur prioritaire de la politique gouvernementale Remarque Le Moniteur-expert (12 septembre 2007) a publié les réflexions suivantes : Trois grandes leçons. (i) Il ne faut pas sélectionner trop de candidats car, plus on avance dans la procédure, plus il est difficile de les écarter. (ii) Il faut par ailleurs une administration forte qui sait où elle va et qui est réactive, des séances de dialogues thématiques en petit comité et non en séances plénières, une idée très claire des annexes au contrat qui vont constituer sa mise en œuvre, une équipe resserrée et capable de répondre Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 4
5 rapidement aux candidats. (iii) Enfin, il faut anticiper en matière de clauses d'assurance en phase d'exploitation notamment, et l'administration n'a aucune compétence sur le sujet Les prises de participations minoritaires Dans le domaine des communications électroniques (cf. chapitre 7), l article 21 de la loi du 17 décembre 2009 (loi Pintat) autorise les collectivités territoriales et leurs groupements à détenir, séparément ou à plusieurs, au plus la moitié du capital de sociétés commerciales privées ayant pour objet l établissement et l exploitation d infrastructures passives (installations de génie civil et câbles) destinées à être mises à la disposition d opérateurs déclarés au titre de l article L du CPCE. Les représentants des collectivités ne sont pas considérés comme étant intéressés à l affaire. Inversement, ils ne peuvent participer aux commissions d appel d offres ou d attribution de DSP lorsque la société est candidate Les ententes régionales entre syndicats d énergies Sur préconisation de la FNCCR, des syndicats d énergies ont constitué des «Ententes» (régies par les articles L et L du CGCT) régionales pour mutualiser le contrôle des concessionnaires et optimiser leurs moyens sur des actions ponctuelles : - Pôle Énergie Centre PEC (22 septembre 2009), regroupe 4 membres : SDE 18, SDE 28, SDEI 36, SIEIL 37 ; et 3 partenaires privilégiés : SIDELC 41, Conseil Général 45, Énergies Vienne Pôle Énergie Bretagne PEBreizh (7 avril 2011) : SDE 22, SDEF 29, SDE 35, SDEM Union des syndicats d énergie de Rhône-Alpes USéRA (16 janvier 2012) regroupant 9 membres : SIEA 01, SDE 07, E-SDED 26, SEDI 38, SIEL 42, SIGERLY 69, SYDER 69, SDES 73, SYANE Entente Grand Est (novembre 2012) constituée de 8 membres : USEDA 02, FDEA 08, SDEA 10, SIEM 51, SDEHM 52, SDE 54, FUCLEM 55, SMDEV Les SDE des régions PACA, Bourgogne, Midi-Pyrénées devraient suivre le mouvement. Les contrats d entente échappent aux règles de la commande publique s ils ne sont pas «lucratifs» pour l un des cocontractants (CE, 3 février 2012, Veyrier-du-Lac, n 35373) Autres formes de coopération (production/vente d électricité) Le groupement d intérêt public (GIP) : l article L CNRJ (ex-art. 25 de la loi POPE du 13 juillet 2005) permet aux personnes morales de droit public ou privé de créer, sous le contrôle de l État, un GIP pour la promotion des ENR (équipements, personnels et services communs). La société coopérative d intérêt collectif (SCIC) : la loi n du 17 juillet 2001 permet aux collectivités et à leurs groupements de devenir membres associés d une SCIC, sans pouvoir détenir ensemble plus de 20 % du capital social, pour la mise en commun de moyens adaptée au développement durable : protection de l environnement, efficacité économique et utilité sociale (ex. : vente d électricité verte locale par Énercoop). Le groupement de commande : cf. infra massification des achats Intercommunalité à la maille départementale L article L IV du CGCT modifié par l art. 33 de la loi du 7 décembre 2006 sur l énergie, dispose que lorsque les attributions prévues à cet article (pouvoir concédant et maîtrise d ouvrage en électricité) ne sont exercées, ni par le département, ni un unique syndicat de communes ou syndicat mixte sur l ensemble du département, ni par un groupement de collectivités d au moins un million d habitants (ajouté par l art. 69 de la loi du 16 décembre 2010), le préfet engagera au 9 décembre 2007 la procédure de création d un syndicat, selon les modalités prévues à l article L , I-2 du CGCT ou art. 61 de la loi du 16 décembre 2010 de réforme des collectivités territoriales. L objectif de la FNCCR, qui a proposé cet amendement, a été de préserver la solidarité et la cohésion entre l urbain et le rural, entre zones en développement et zones en difficulté, et de garantir l universalité de la desserte en électricité à un prix raisonnable. Une circulaire ministérielle (intérieur-dgcl) du 8 juin 2007 décrivait les procédures à mettre en place pour aboutir à la constitution d une structure départementale unique. Une autre circulaire du 11 octobre 2007 précisait que les DNN sont libres de ne pas adhérer à cette structure. Une nouvelle circulaire du 27 décembre 2010 demande aux CDCI (Commissions Départementales de Coopération Intercommunale créées par l art. L du code des communes) de veiller à la réalisation des SDCI (schémas départementaux Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 5 AOD Maille départementale AOD Maille quasi départementale (manquent 1 à 3 commune) AOD Réflexion ou regroupement en cours AOD Pas encore départementalisées
6 de coopération intercommunale) élaborés par les préfets le 31 décembre 2011 au plus tard, voire d en amender le projet si les 2/3 de ses membres le demandent. L article L du CGCT modifié par la loi de 2010 précitée a introduit une facilité : les communes membres d un syndicat primaire sont de droit, à la dissolution de ce syndicat, membres du syndicat mixte auquel le syndicat primaire a transféré ses compétences. A défaut d entente, les autorités organisatrices, réunies au sein d une conférence, se verront transmettre par les GRD une évaluation de la qualité de l électricité. Incitation à la départementalisation des autorités concédantes A/ Conformément à l accord cadre du 5 juillet 2007 relatif à la mise à jour du modèle de contrat de concession, EDF versera pendant trois ans (durant la période expérimentale ) à chaque autorité concédante nouvellement regroupée à la maille départementale une majoration de la redevance de concession : Majoration (n) = 150 k + 25% x R2 (n) plafonnée à 300 k, que l autorité concédante répartira à son gré sur R1 ou R2 avec un minimum de 100 k attribué à R1 Cette majoration deviendra pérenne et appliquée à toutes les autorités concédantes regroupées, y compris celles qui l étaient déjà avant la loi du 7 décembre 2006, lorsqu elles seront au nombre de quarante (cet objectif, ainsi que le montre la carte ci-dessus, a été atteint à fin 2008). B/ La PCT étant substituée à la redevance R2 pour les raccordements sous maîtrise d ouvrage des collectivités (cf. ch. 8, 8.7.4), le protocole FNCCR-ERDF du 26 juin 2009 a inséré le terme correctif : + 25 % x Σ PCT complétée (n-1), et introduit une indexation. La majoration de la redevance de concession devient, pour : Majoration (n) = 150 k + 25% x R2 (n) + 25 % x Σ PCT complétée (n-1), plafonnée à la plus forte des deux valeurs : 300 k et 300 k x (0,8 + 0,2 ING (déc n-1) / ING (déc 2008) Pour 2010, des mesures seront prises pour les AOD dont l incitation n atteindrait pas la plus forte de ces deux avaleurs. Remarque 1 L obligation de se fédérer à la maille départementale ne concerne que la compétence de distribution d électricité. La loi ayant introduit la possibilité de créer des syndicats mixtes de syndicats mixtes, il serait possible de créer un tel syndicat pour l électricité, laissant subsister les syndicats primaires pour les autres compétences (gaz, éclairage public, etc.) Remarque 2 Pour éviter la constitution de comités pléthoriques, les communes peuvent être regroupées en secteurs électoraux, au sein desquels les conseils municipaux désignent des représentants qui élisent les délégués appelés à constituer l organe délibérant du Syndicat (QE n 13500, JO AN 18 mars 2008 p. 2392) La loi de nationalisation (modifiée) du 8 avril Les contenus de la loi et leur transposition dans d autres textes La loi n du 8 avril 1946 a nationalisé les entreprises privées préexistantes (154 entreprises de production, 86 entreprises de transport, sociétés de distribution) et leur a substitué, dans leurs droits et obligations, Électricité de France, Service national, établissement public à caractère industriel et commercial, concessionnaire unique et obligé des communes pour la distribution, et de l État pour le transport. Toutefois, ont été laissées en dehors de la nationalisation les entreprises constituées par les collectivités territoriales pour la production (art. 8) et la distribution, soit 260 régies et 40 SICAE (art. 23). A l origine (fin 1948), la loi comportait 58 articles. L ordonnance du 9 mai 2011 portant création du code de l énergie n en a laissé subsister que les articles 5 bis (réseaux de chaleur), 8 (distributions non nationalisées), 45 (conseil supérieur de l énergie), 47 (statut du personnel IEG). Les dispositions de l article 36 relatives aux concessions (propriété des ouvrages, maîtrise d ouvrage, contrôle du concessionnaire) et de l article 38 (maintien du Facé) avaient déjà été reprises à l article L du CGCT Le périmètre du monopole de ERDF (et des ELD) Le monopole légal (zones de desserte exclusives) dont ERDF bénéficie depuis 1946 résulte de diverses dispositions : - l article L du CGCT dispose que les articles L à -11 relatifs à l attribution des délégations de service public ne s appliquent pas aux collectivités lorsque la loi a institué un monopole au profit d une entreprise ; - les lois du 10 février 2000 et du 3 janvier 2003 modifiées n ont pas remis en cause le monopole attribué à ERDF par les articles 1 à 3 de la loi du 8 avril 1946 ; Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 6
7 Plus généralement (L CNRJ) les gestionnaires des réseaux publics de distribution d électricité sont ERDF et les ELD dans leurs zones de desserte exclusives respectives, et EDF en Corse et dans les DOM (zones non interconnectées au réseau métropolitain continental. Par ailleurs (L CNRJ), la loi n du 9 août 2004 sur le SP de l électricité et du gaz, art. 36-III, a confirmé que les réseaux publics de distribution d électricité appartiennent aux autorités concédantes Le cahier des charges de distribution modèle L adoption du nouveau modèle de cahier des charges Les cahiers des charges de concession de distribution publique d électricité, conformes au texte type de 1928, tacitement reconduits depuis 1946, mais devenus obsolètes après deux vaines tentatives de renouvellement en 1960 et 1978 ( contrats à renouveler!), ont pu, dans le cadre des lois de décentralisation de , être remplacés par un modèle élaboré en 1992 sous l impulsion de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR). Ce modèle, approuvé par l instruction interministérielle (intérieur-industrie) du 27 juillet 1993, s est rapidement généralisé, sous l influence de trois facteurs : le texte proposé est un modèle, largement adaptable aux objectifs locaux de l autorité concédante (qualité du service, protection de l environnement, etc.), l autorité concédante peut réellement contrôler la bonne exécution du contrat, des dispositions financières encouragent l intercommunalité, ce qui renforce le pouvoir de l autorité concédante, et réduit le nombre de contrats à signer. Aujourd hui, 734 conventions remplacent les contrats de concession préexistants. Le renforcement du rôle de l autorité concédante ressort principalement : du mode de calcul des redevances de concession (cf. infra chapitre 9) ; Le montant de la redevance R2, ramené au nombre d habitants, double pratiquement lorsque la concession passe de la taille communale à la taille départementale ; celui de la redevance R1 est multiplié par 10. de la répartition de la maîtrise d ouvrage des travaux entre l autorité concédante et le concessionnaire (cf. infra chapitre 3) ; La répartition fait intervenir, d une part la nature des travaux considérés (extensions, renforcements, opérations esthétiques,...), d autre part leur localisation en zones de régime urbain ou rural d électrification. des moyens mobilisables par l autorité concédante pour contrôler la bonne application du cahier des charges par le concessionnaire (cf. infra 1.5) L exercice du contrôle du concessionnaire est une obligation stricte pour l autorité concédante. Il complète le contrôle exercé par l État (en pratique, par les DDE et DDA) de la bonne application des règles techniques et urbanistiques de construction des réseaux. de l affirmation sans ambiguïté que les ouvrages concédés sont la propriété de l autorité concédante (cf. infra chapitre 2). Les biens concédés étant des biens de retour, ils sont réputés appartenir au concédant, y compris durant le cours de la concession. Dans le cahier des charges type 1928, il ne s agissait que de biens de reprise L actualisation du modèle de cahier des charges La transposition en droit français des directives européennes sur l ouverture des marchés de l électricité et du gaz a conduit à aménager le dispositif contractuel de 1992 : le service public de l électricité (L CNRJ, ex-loi n du 7 décembre 2006) recouvre les missions de développement et d exploitation du réseau, et les missions de fourniture aux usagers aux tarifs réglementés de vente, y compris le tarif de première nécessité ; la qualité de l électricité (L CNRJ, ex-loi n du 13 juillet 2005 ; décret n du 24 décembre 2007 ; arrêté du 24 décembre 2007) cf. chapitre 3, ; la facturation des raccordements (L CNRJ, ex-loi n du 10 février 2000, art. 18 ; loi SRU n du 13 février 2000) ; décret n du 28 août 2007 et arrêté du 28 août 2007) ; les conditions générales de vente aux tarifs réglementés aux clients professionnels et aux clients résidentiels (L et suiv. CNRJ); le catalogue de prestations et services du gestionnaire de réseau aux fournisseurs et aux clients (L CNRJ) ; les conditions d accès au réseau pour les clients 36 kva (L et suiv. CNRJ). L accord-cadre FNCCR-EDF du 5 juillet 2007 et le protocole d accord FNCCR-Gaz de France disposent qu en application de la loi n du 9 août 2004, les contrats de concession signés sont réputés conformes et que les aménagements ci-dessus leur sont appliqués immédiatement sans nécessiter aucun avenant ou aucune formalité entre le concédant et le concessionnaire. Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 7
8 1.2 L ouverture du marché de l électricité Séparation entre fourniture et acheminement de l électricité La dissociation comptable (2000) Transposant, au titre de la dissociation comptable, l article 14 de la directive 96/92/CE, la loi électrique du 10 février 2000 dispose à l article 25 (L et L CNRJ) : «EDF, les DNN et la CNR tiennent, dans leur comptabilité interne, des comptes séparés au titre respectivement de la production, du transport et de la distribution d électricité.» Cette disposition conduit à distinguer désormais deux activités, auparavant étroitement liées : la fourniture d électricité (la «fabrication» des électrons), l acheminement de l électricité (le transport des électrons dans les réseaux de transport et de distribution) L organisation d EDF après 2004 La loi n du 9 août 2004 relative au service public de l électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières a transposé la directive 2003/55/CE et prescrit les dispositions suivantes. Transformation d EDF en société anonyme (L CNRJ), dont l État détient plus de 70 % du capital (art. 24 et 47-1 de la loi), à la date de publication des statuts initiaux (art. 47 de la loi), soit le 19 novembre 2004 (décret n du 17 novembre 2004). Électricité de France ou EDF est créée pour 99 ans. Son conseil d administration de 18 membres comprend au plus deux parlementaires ou élus. Son objet (art. 2 des statuts) est : d assurer la production, le transport, la distribution, la fourniture, le négoce, l importation et l exportation d électricité ; d assurer les missions de service public (art. L du CGCT) : développement et exploitation des réseaux publics, fourniture aux clients non éligibles, fournitures de secours et de recours, réalisation des objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements de production ; plus généralement, de se livrer à toutes opérations se rattachant à tous objets de nature à développer les affaires de la société. Remarque Au 31 décembre 2009, la répartition du capital social d EDF et des droits de vote était la suivante : État 84,49% ; institutionnels, particuliers 13,08% : salariés 2,43%. Séparation juridique au 1er juillet 2004 du gestionnaire du réseau de transport (L et suiv. CNRJ, art. 7 et 12 de la loi) créé par la loi du 10 février 2000 (art. 14), qui devient RTE EDF Transport (décret n du 30 août 2005) rebaptisé RTE Réseau de Transport d Électricité en 2011, puis transformé le 1er septembre 2005 en société anonyme créée pour 99 ans, détenue en totalité (L CNRJ) par EDF, l État ou d autres organismes du secteur public. Son objet (L CNRJ, art. 3 des statuts) est : de développer et exploiter le réseau de transport, d assurer l accès des utilisateurs à ce réseau et l interconnexion avec les pays voisins ; d équilibrer les flux d électricité sur ce réseau ; de gérer en filiales ou participations d autres réseaux d électricité ou de gaz ; de valoriser, de façon accessoire, son réseau et ses compétences. Séparation juridique au 9 août 2004 (L CNRJ, art. 13 de la loi) et patrimoniale quant aux biens propres et contrats utiles à l activité de GRD (art. 14) du gestionnaire du réseau de distribution (dont la création est obligatoire pour les ELD lorsque le réseau dessert plus de clients). Pour EDF et GDF, il s agit de la Direction EDF GDF Services ou DEGS (ex-direction de la Distribution), dont les activités sont réparties entre deux entités, Électricité Réseau Distribution France (ERDF) et Gaz réseau Distribution France (GRDF) d abord rattachées à EDF et à GDF-Suez, puis filialisées le 1 er janvier 2008 en application de l article 23 de la loi n du 7 décembre ERDF est une société anonyme à directoire et conseil de surveillance, indépendante des autres activités au plan de l organisation et de la prise de décision (art. 13), et qui exploite et développe le réseau sous réserve de la maîtrise d ouvrage des collectivités (art. 15), assure l accès à ce réseau, exerce les activités de comptage. Remarque 1 La séparation juridique vise le territoire métropolitain continental, et non les systèmes électriques isolés où un marché concurrentiel ne pourrait se créer. Ainsi, en Corse et en outre-mer (4 départements et les collectivités Saint-Pierre-et-Miquelon, Saint-Barthélemy, Saint-Martin), EDF-SEI (Systèmes énergétiques insulaires) continue d'intégrer l'ensemble des métiers de l'électricité pour en assurer le service public. ERDF, pour la gestion du réseau de distribution, et EDF Branche commerce, pour la fourniture aux clients n ayant pas exercé leur éligibilité, sont cosignataires des contrats de concession (L CNRJ, art. 14 de la loi). Mais l un et l autre sont confondus sous l appellation «le concessionnaire» dans le modèle de cahier des charge actuellement en discussion. Remarque 2 A propos d une surfacturation d énergie qu il avait condamné ERDF et non EDF à rembourser, le Tribunal d instance d Aubagne expose (jugement du 8 mars 2010) que l erreur s explique «par le morcellement des prestations qui accompagne le dépérissement du service public et la multiplication des sigles, acronymes et autres abréviations qui favorisent la confusion et le quiproquo.» Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 8
9 Création d un opérateur de réseau commun à ERDF et GRDF (L CNRJ, art. 2 de la loi), sans personnalité morale, pour la construction des ouvrages de distribution d électricité et de gaz, la maîtrise d œuvre des travaux, l exploitation et la maintenance des réseaux, les opérations de comptage (en particulier la fourniture, la pose, le contrôle métrologique, l'entretien et le renouvellement des dispositifs de comptage, la gestion des données et toutes missions afférentes à l'ensemble de ces activités), la gestion de la clientèle non éligible, les relations avec les collectivités et les autorités concédantes. Il est dénommé EDF Gaz de France Distribution (EGD). Les petits systèmes électriques isolés ne permettent pas la création d un marché concurrentiel. Par dérogation aux règles européennes, les électriciens n'y ont pas à séparer leurs activités commerciales et de gestion du réseau. Ainsi, en Corse et en outre-mer (4 départements et les collectivités Saint-Pierre-et- Miquelon, Saint-Barthélemy, Saint-Martin), EDF-SEI (Systèmes énergétiques insulaires) continue d'intégrer l'ensemble des métiers de l'électricité pour en assurer le service public. EGD regroupe agents, dont des agents d ERDF, et des agents de GRDF (chiffres à vérifier) La confirmation du rôle des collectivités territoriales La loi du 10 février 2000 De nombreuses dispositions de la loi n du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l électricité réaffirment le rôle des collectivités territoriales dans la distribution d électricité, et notamment : Art. 1 er - Le service public de l électricité est organisé, chacun pour ce qui le concerne, par l État et les communes ou leurs établissements publics de coopération (L CNRJ). Art. 2 Le service public de l électricité comprend : l approvisionnement (L CNRJ) en électricité (production, approvisionnement des zones non interconnectées au réseau) : mission assurée par EDF et les autres producteurs ; le développement et l exploitation (L CNRJ) des réseaux publics de transport et de distribution (desserte du territoire, accès aux réseaux) : mission assurée par RTE et ERD, par les collectivités concédantes et par les DNN ; la fourniture d électricité (L CNRJ) : 1/ aux tarifs réglementés dont bénéficient les clients éligibles qui n exercent pas leur éligibilité, à la tarification spéciale produit de première nécessité, au maintien de la fourniture aux usagers en difficulté de paiement. Remarque Le service public de la fourniture aux clients aux tarifs réglementés est organisé par les autorités concédantes (cf. infra 1.6.5). 2/ de secours aux clients éligibles, afin de pallier les défaillances du fournisseur (y compris s il a interdiction d exercer), et non d assurer une fourniture partielle, Cette mission est assurée par EDF et par les DNN. Elle s exerce dans le cadre des contrats de concession ou des règlements de service des régies. Art. 3 Les autorités concédantes (L CNRJ) veillent au bon accomplissement des missions du service public et au bon fonctionnement du marché de l électricité. Les commissions départementales d organisation et de développement des services publics, les conférences régionales de l aménagement et du développement du territoire, où siègent des représentants des autorités concédantes, l observatoire national du service public de l électricité, créé auprès du CES, concourent à cette veille. Art EDF (L CNRJ) et les ELD (L et -2 CNRJ)... (obligation d achat). Art Les communes et les établissements publics de coopération dont elles sont membres (L CNRJ, L et -33 CGCT)... (production d électricité). Art. 17 (art. L et -34 du CGCT) - Les collectivités territoriales ou leurs établissements publics de coopération, en tant qu autorités concédantes : négocient et concluent les contrats de concession et exercent le contrôle du bon accomplissement des missions de service public fixées par les cahiers des charges de ces concessions, assurent le contrôle des réseaux publics de distribution publique d électricité (par exemple, le suivi de la qualité de l électricité art de la loi), et désignent à cette fin un agent du contrôle distinct du gestionnaire du réseau, peuvent jouer les conciliateurs à propos des fournitures de secours en électricité (art. 15 et 22 de la loi électrique de 2000) et de dernier recours en gaz (loi de 2003, art. 16), peuvent assurer la maîtrise d ouvrage des travaux de développement des réseaux publics de distribution d énergie électrique, (L du CGCT) peuvent réaliser des actions de maîtrise de la demande d énergie (toutes énergies de réseaux) ou les faire réaliser en électricité et en gaz, et prendre en charge, en tout ou partie, des travaux Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 9
10 d isolation ou de régulation, ou l acquisition d équipements domestiques à faible consommation. Elles peuvent ainsi acquérir des certificats blancs (cf. chapitre 12, ). Remarque L accord-cadre Ademe-FNCCR du 24 novembre 2004 en faveur des énergies renouvelables, de l utilisation rationnelle de l énergie (URE) et de la maîtrise de la demande d électricité MDE, comprend cinq volets : 1/ schémas énergétiques locaux, 2/ productions à partir d énergies renouvelables, 3/ URE et MDE différant des renforcements de réseau, 4/ audits énergétiques du patrimoine des collectivités, 5/ formation, communication et information. Art EDF et les distributeurs non nationalisés sont les gestionnaires des réseaux publics de distribution d électricité (L CNRJ). Art. 20 Les agents désignés par l autorité concédante pour assurer le contrôle du concessionnaire (L I CGCT) préservent la confidentialité des informations sensibles qu ils détiennent (L et -81 CNRJ), dont la liste est fixée dans le décret n du 16 juillet 2001 (cf ). Art En cas de qualité insuffisante de l électricité distribuée, l autorité concédante peut obliger le concessionnaire à déposer chez le comptable public une somme qui sera restituée après rétablissement du niveau de qualité (L CNRJ). Art. 22 Les ELD sont reconnues éligibles en vue de l approvisionnement effectif des clients éligibles et non éligibles situés sur leur zone de desserte (L et -2 CNRJ). Remarque Cette «éligibilité partielle» des distributeurs est en quelque sorte une éligibilité de substitution, jouant lorsque les clients éligibles ne souhaitent pas mettre en œuvre eux-mêmes la liberté de choix de leur producteur (CJEG, juin 2000, page 214). En outre, la loi (art. 3, 14, 18) met en place ou mentionne les organismes suivants où les collectivités territoriales sont représentées : les commissions départementales d organisation et de modernisation des services publics (art. 28 de la loi «LOADT» n du 4 février 1995, et décret n du 11 octobre 1995) ; les comités régionaux de distribution (décret n du 31 juillet 1957) comprenant 21 membres, dont 9 représentants des collectivités territoriales ; les conférences régionales de l aménagement et du développement du territoire (art. 34 ter de la loi n 83-8 du 7 janvier 1983 relative à la répartition des compétences entre les communes, les départements, les régions et l État) ; l observatoire national du service public de l électricité et du gaz, créé par la loi auprès du Conseil économique et social (décret du 30 avril 2003), avec quatre représentants : deux pour les collectivités concédantes, et deux pour les DNN; Remarque L 'ONSPEG ne s est pas réuni depuis 2005 et ses missions sont assurées par notamment le CSE, la Cré, le commissariat général au développement durable et le médiateur de l'énergie (QE n 05650, JO Sénat 18 décembre 2008 page 2545). le comité technique de l électricité (loi du 15 juin 1906 et décret n du 17 juin 1987 modifié par le décret n du 26 avril 2000), avec 33 membres dont un pour les collectivités concédantes ; Enfin, l article L du CGCT prévoit la création (obligatoire au-dessus des seuils ci-après, facultative endessous) de commissions consultatives des services publics locaux (CCSPL), compétentes en matière de distribution locale d électricité et de gaz (ainsi que des autres services publics locaux listés supra ), composé d élus et de représentants d associations locales : - dans les communes de plus de habitants, - dans les communautés urbaines, de communes, syndicats d agglomération nouvelle, syndicats de communes de plus de habitants, - dans les syndicats mixtes comprenant au moins une commune de plus de habitants, qu ils soient «fermés» (constitués de communes ou d EPCI) ou qu ils soient «ouverts» (dont un membre au moins est une région, un département ou une autre personne morale de droit public cf. art. L du CGCT). 1.3 L acheminement de l électricité Les activités de réseau Maintien du monopole sur l acheminement Les réseaux publics de transport et de distribution restent en situation de monopole l art. L CNRJ leur attribue des zones de desserte exclusives (en accord aujourd hui avec l art. 24 de la directive 2009/72), et la France a opté pour l accès réglementé, ouvert (art. L et suiv. CNRJ, ex-art. 23 de la loi du 10 février 2000) : aux clients éligibles et non éligibles et aux producteurs autorisés, aux producteurs pour l alimentation de leurs établissements ou filiales, aux collectivités territoriales produisant pour les besoins des services publics locaux qu elles gèrent directement, Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 10
11 aux producteurs ou fournisseurs disposant de contrats d exportation. Sont donc exclues du domaine concurrentiel, et relèvent du gestionnaire de réseau, les prestations notamment de mise à disposition de l énergie électrique et de la qualité associée, de fourniture de l énergie réactive, de ligne électrique de secours, de location et entretien des appareils de comptage. Fourniture (Production et commercialisation) par EDF et les DNN Réseau de transport ( km) Réseaux de distribution ( km) BT MT Petits et moyens consommateurs Fourniture (Production et commercialisation) par des entreprises autres qu EDF HT Gros consommateurs Lignes directes (privées) La loi n du 9 août 2004 a rendu obligatoire (art. 13) pour toute entreprise de distribution de gaz ou d électricité desservant plus de clients la création d un gestionnaire du réseau de distribution indépendant, sur le plan de l organisation et de la prise de décision, des autres activités de l entreprise (L CNRJ). La loi (art. 24) autorise pour 20 ans renouvelables la construction, en terrain privé ou sous le régime de la permission de voirie, de lignes directes reliant un site de production isolé à un client isolé ou un producteur d électricité et une entreprise de fourniture d électricité pour approvisionner leurs propres établissements, filiales et clients éligibles (L CNRJ). Les lignes directes sont à distinguer des lignes privées, construites entièrement en terrain privé et ne nécessitant ni autorisation ni déclaration (loi du 15 juin 1906, art. 2) La facturation de l acheminement Le décret n du 26 avril 2001 prévoit que les coûts d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d électricité figurent sur les factures des clients non éligibles. Remarque La séparation entre fourniture et acheminement a nécessité d adapter les modalités de calcul des ressources du Facé. Le Fonds est désormais alimenté par des contributions des gestionnaires de réseaux publics de distribution assises sur le nombre de kwh distribués en basse tension (cf ) Les contributions additionnelles : CSPE et tarifaire Les contributions au service public de l électricité Les charges imputables aux missions de service public (L CNRJ, ex-art. 5-1 de la loi n du 10 février 2000 et décret n du 28 janvier 2004) imputées aux opérateurs comprennent : les surcoûts de production dans les zones non interconnectées (L CNRJ), ou résultant des appels d offres (L CNRJ, ex-art. 8 de la loi) ou de l obligation d achat (L , ex-art. 10 de la loi) ; les pertes de recettes résultant de la tarification «produit de première nécessité» ((L CNRJ, ex-art. 4 de la loi) et du droit au maintien de la fourniture en cas d impayé (art. 2) en attendant l obtention éventuelle d une aide du Fonds de solidarité au logement FSL (cf. infra 1.6.6) ; le budget du médiateur national de l énergie (L ), créé par l art. 7.I de la loi de 2006 sur l énergie ; en déduction, la valorisation financière des «garanties d origine» afférentes aux énergies renouvelables et à la cogénération (L CNRJ). Elles sont compensées par des contributions recouvrées par les gestionnaires de réseaux auprès des consommateurs finals éligibles ayant exercé leurs droits, et par les fournisseurs auprès des consommateurs éligibles n ayant pas exercé leurs droits (L CNRJ). Elles sont reversées aux opérateurs, quatre fois par an, par l intermédiaire de la Caisse des dépôts et consignations (L CNRJ). Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 11 Répartition moyenne des coûts pour un client domestique (12,7 c /kwh) Elles ne peuvent excéder /an (L CNRJ) pour un site de consommation (plafond indexé sur l indice des prix à la consommation hors tabac), dans la limite de 0,5 % de la valeur ajoutée pour toute société
12 industrielle de plus de 7 GWh/an (L CNRJ). Les consommateurs non raccordés aux réseaux publics (ligne directe ou production sur le site) s acquittent spontanément de leur contribution, qui est due au-delà de 240 GWh par an et par site de consommation (L CNRJ). Les contributions au service public de l électricité (CSPE) sont recouvrées (L CNRJ) sous la forme d une contribution additionnelle aux tarifs pratiqués par les gestionnaires de réseaux et par les fournisseurs, sur la base des consommations communiquées par la Commission de régulation de l énergie (décret du 4 février 2005). Elles figurent sur les factures d électricité, où elles sont soumises à la TVA. Les montants successifs sont définis par arrêté pris avant le 31 décembre, ou à défaut par la Cre dans la limite de +0,3 c /kwh par rapport au montant antérieur (L CNRJ). Année Arrêté CSPE (c par kwh) janvier 2002 (JO du 9 février 2002) 0, octobre 2002 (JO du 31 octobre , février 2004 (JO du 30 mars 2004) 0, LFR 2004 art. 118 (JO du 31 décembre 2004) 0, Reconduction, à défaut d arrêté 0, Reconduction, à défaut d arrêté 0, Reconduction, à défaut d arrêté 0, Reconduction, à défaut d arrêté 0, Reconduction, à défaut d arrêté 0, Délibération Cré du 7 octobre 2010, à défaut d arrêté 0, LFR 2011 n du 29 juillet 2011, art. 56 0,90 au LFR 2011 n du 29 juillet 2011, art. 56 Délibération Cré du 9 octobre 2012, à défaut d arrêté 1,05 au ,35 au La contribution tarifaire d acheminement (CTA) La loi n du 9 août 2004 (art. 18) et le décret n du 14 février 2005 ont institué, au profit de la Caisse nationale des IEG une contribution tarifaire destinée à financer à 60% les droits spécifiques passés au 31 décembre 2004 des retraites des agents IEG (c'est-à-dire les prestations supplémentaires par rapport aux droits de base repris par la CNAV et par les régimes complémentaires AGIRC-ARRCO), ainsi que la contribution libératoire dite «soulte» à verser en 2005 à la CNAV et celle à verser éventuellement en 2010 aux fédérations AGIRC-ARRCO pour couvrir les charges dues notamment au différentiel démographique du régime IEG par rapport aux régimes de droit commun. Pour l électricité, cette contribution est assise sur la part fixe hors taxes des tarifs d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution. Pour le gaz, il s agit de la quote-part des tarifs d utilisation, liée au soutirage et indépendante de la consommation. Le décret n du 14 février 2005 a précisé ces assiettes. L arrêté du 29 décembre 2005 (JO du 31 décembre 2005) a fixé le taux pour 2006 de la contribution tarifaire à 8,2 % pour le transport d électricité et à 21 % pour sa distribution. Les taux en gaz sont de 5,3 % et 17,7 %. Depuis le 15 août 2009, la CTA apparaît en clair sur les factures des clients La qualité de l électricité distribuée La planification couplée MT-BT à partir de 1996 Jusqu en 1996, les variations de tension tolérées le long d un départ BT devaient être maintenues dans les limites V (220 V + 10% - 10%). Les réglages de la tension étant effectués au niveau des postes sources HTB/MT, il suffisait en pratique de tenir compte forfaitairement des chutes de tension le long des départs HTA et de l imprécision des réglages, ce qui conduisait à limiter à 11% la chute de tension le long des départs BT. L arrêté du 29 mai 1986, applicable à partir de juillet 1996, a fortement réduit l amplitude de la variation de tension tolérée le long d un départ BT, ramenée dans les limites V (230 V + 6% - 10%). Il a donc fallu tenir compte au cas par cas des chutes de tension HTA, Ainsi est apparue la méthode de planification couplée moyenne et basse tension, élaborée par EDF et mise en œuvre à l occasion du ème inventaire de l électrification rurale. La chute de tension admissible dans le transformateur HTA/BT et le long des départs basse tension est déterminée pour chaque poste HTA/BT, en fonction de la chute de tension sur le réseau moyenne tension situé à l amont de ce poste. Ses valeurs pratiques sont comprises entre 12,5 % et 10 % (cf.gem 189 d EDF, diffusée par la FNCCR le 24 janvier 1996, réf. D338). EDF a développé l outil informatique de gestion décentralisée des ouvrages (GDO BT) permettant de calculer la chute de tension dans chaque départ BT en fonction de données physiques (position du poste sur le départ HTA, configuration physique du départ BT, position géographiques des usagers le long du départ), et des consommations des usagers analysées par le logiciel BAGHEERA. Cet outil est décrit à l annexe 1 de l arrêté du 24 décembre 2007 (NOR: DEVE A, sa validité a été prolongée jusqu à fin 2011 par l arrêté du 18 février 2010 (NOR: DEVE A) et jusqu à fin 2013 par l arrêté du 4 octobre 2012 (NOR : DEVR A) La qualité de l électricité à partir de 2008 Le décret n du 24 décembre 2007, et l arrêté de même date (NOR: DEVE A) abrogeant l arrêté précédent du 29 mai 1986, ont introduit les évolutions suivantes : à chaque point de connexion d un client au réseau DP : - la tension est maintenue dans les limites V (230 V ± 10%) ; - le gradient de tension ( U pour 1 kw supplémentaire) est inférieur à 2 % ; Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 12
13 - la tenue de tension est évaluée selon la méthode GDO-BT (cf. supra ), agréée provisoirement jusqu en 2007, puis 2011, puis Remarque Le point de connexion est une notion introduite par la Cre, qui semble recouper la notion de point de livraison (PdL) usitée chez ERDF, encore que le catalogue des prestations ERDF ne cite que les points de connexion : (i) Le point de connexion d'un utilisateur au réseau public coïncide avec la limite de propriété entre les ouvrages électriques de l'utilisateur et les ouvrages électriques du réseau public et correspond généralement à l'extrémité d'un ouvrage électrique, matérialisée par un organe de coupure. (Décision Cre du 23 septembre 2005 approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité, JO du 6 octobre 2005). (ii) Point de connexion : tout point de connexion d'un utilisateur au réseau public de distribution d'électricité ou, pour l'application du titre III du présent décret, d'un réseau public de distribution d'électricité au réseau public de transport d'électricité. Au titre du présent décret, une interface entre deux réseaux publics de distribution d'électricité ne constitue pas un point de connexion (décret n précité). les niveaux de qualité sont définis par voie réglementaire (L CNRJ). Ils peuvent être modulés par zone géographique. A défaut, l AOD peut obliger le gestionnaire du réseau de distribution à remettre entre les mains d'un comptable public une somme qui sera restituée après rétablissement du niveau de qualité (décret d application attendu). le niveau global de qualité d un réseau DP (sur le territoire d une même autorité organisatrice de la distribution) est réputé satisfaisant en tenue de tension si le nombre de clients mal alimentés de ce réseau (hors limites de tension ci-dessus) n excède pas 3 % (volet a), ou encore si le nombre de clients mal alimentés de l ensemble du département (volet b) n excède pas 3 % (ou 5 % en Corse et DOM) ; Réseau DP considéré (volet a) Département (volet b) Commentaire clients mal alimentés 3% Quel que soit le volet b Réseau DP satisfaisant clients mal alimentés > 3% volet b 3% Réseau DP satisfaisant clients mal alimentés > 3% volet b > 3% Réseau DP insuffisant dans chaque département, (le décret n du 28 août 2012 a supprimé la possibilité de zonage, à compter du 1er janvier 2013) le préfet recueille l accord des collectivités concédantes sur une répartition (possible mais non obligatoire) des communes en trois zones en fonction de leur population (A : plus de h ; B : de à h ; base : le reste) ou bien de leur densité d énergie électrique consommée annuellement exprimée en GWh/km2 (10 en zone A et 5 en zone B) ; cette répartition, proposée dans l arrêté du 24 décembre 2007 déjà cité, est révisée annuellement ; à chacune de ces zones correspondent des valeurs limites en nombres de coupures brèves (une seconde à trois minutes), en nombre et en durée cumulée de coupures longues (plus de trois minutes) Nombre max / an Coupures brèves > 1s Coupures longues > 3 mn et durée cumulée Pas de zonage heures Zone A heures Zone B heures Zone de base heures le niveau global de qualité d un réseau DP est réputé satisfaisant en continuité de la tension si le nombre de clients de ce réseau subissant des coupures hors des limites ci-dessus n excède pas 5 % (volet a), ou encore si le nombre de tels clients de l ensemble du département (volet b) au-dessus de 5 % (même tableau que ci-dessus) ; Remarque Les durées moyennes de coupure par client correspondant aux durées cumulées ci-dessus s établissent respectivement à 39 mn, 18 mn, 30 mn et 60 mn. si le niveau global de qualité du réseau est insuffisant, le gestionnaire du réseau présente à l autorité concédante un programme de travaux d amélioration, incluant le cas échéant les travaux relevant de la maîtrise d ouvrage de cette autorité (art. 6 et 18) ; bien entendu, même si le niveau global de qualité du réseau est satisfaisant, les travaux correctifs sont à entreprendre en tout point de connexion particulier défectueux ; ces dispositions entrent en vigueur le 28 juin 2008 pour ce qui est de la tenue de la tension, et le 28 décembre 2009 pour ce qui est de sa continuité (à l issue d une période probatoire dans 13 départements) ; les cahiers des charges des concessions et les règlements de service des régies leur sont rendus conformes dans les deux ans qui suivent ces dates. Un guide (DGEC avril 2010) «mode d emploi» de l évaluation de la qualité de l électricité détaille ces mesures. Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 13
14 Les dispositions contractuelles à l égard des usagers L article 5.1 des conditions générales de vente d électricité aux clients résidentiels aux tarifs réglementés prévoit un abattement de 2% de la part fixe annuelle du tarif d acheminement pour une coupure de 6 à 12 heures, de 4% pour une coupure de 12 à 18 heures, etc. par tranche de 6 heures. Mais «il appartient au client de prendre les précautions élémentaires pour se prémunir des conséquences des interruptions et défauts de qualité de la fourniture.» La FNCCR craint que cette disposition n exonère ERDF de sa responsabilité. Cependant, le médiateur de l énergie (cf ) estime que la responsabilité du distributeur est plausible lorsque : (i) l incident sur le réseau est avéré, (ii) le client prouve le dommage, (iii) la relation de cause à effet est, sinon prouvée, du moins corroborée par des indices (autres témoignages, analyse d un professionnel, réponse de l assureur du client, etc.) et que le client résidentiel peut exiger, en cas de refus du distributeur, une expertise amiable bien que celle-ci ne soit pour l instant prévue que pour les clients professionnels (recommandation n du 14 janvier 2009). 1.4 La fourniture d électricité L édifice tarifaire actuel (mi-2007) en électricité Les différents tarifs actuellement disponibles Remarque La DGEMP, la DGCCRF et la Cré ont mis en place le site et le numéro de téléphone où les consommateurs trouvent une information complète sur l ouverture des marchés et du gaz. Le médiateur national de l énergie (cf ) y propose la comparaison gratuite des offres d électricité et de gaz naturel (y compris tarifs régulés) des fournisseurs. Les procédures à suivre en cas de réclamations / litiges sont clairement spécifiées (QE n 5496, JOAN du 30 octobre 2007, page 6724). Les notions tarifaires exposées dans le présent chapitre distinguent entre prix de marché et tarifs réglementés. Pour ces derniers, les remaniements législatifs intervenus presque chaque année depuis 2000 ont abouti à une situation relativement complexe. Aussi a-t-il paru utile de donner, en tête de ce chapitre, la liste des tarifs concernés. On trouve désormais, en matière tarifaire : - Les tarifs d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution. Ils concernent les consommateurs qui ont quitté le monopole. - Les tarifs des prestations annexes réalisées sous le monopole des GRD. - Les tarifs réglementés de vente. - Le tarif réglementé transitoire d ajustement du marché (TaRTAM). - La tarification spéciale produit de première nécessité. - Le tarif de secours. - Le tarif de cession aux distributeurs non nationalisés Les tarifs réglementés Les tarifs réglementés (par opposition aux offres du marché) sont les tarifs dont bénéficient les clients qui n ont pas exercé leurs droits à l éligibilité ou qui y renoncent sous certaines conditions. Ils relèvent donc d un monopole des opérateurs historiques. La fourniture d électricité aux tarifs réglementés est un service public local organisé par les AOD (L CNRJ, ex-art. 2-III de la loi du 10 février 2000 sur l électricité, modifié par art. 2- de la loi du 7 décembre 2006 sur l énergie). Les modalités respectives d application des tarifs de marché et des tarifs réglementés sont exposées infra au Remarque 1 Les personnes publiques peuvent conserver leurs contrats en cours, voire à leur échéance les renouveler aux tarifs réglementés. Seul l exercice de l éligibilité oblige à appliquer le code des marchés publics (L CNRJ). Remarque 2 Les personnes publiques restées aux tarifs réglementés sont soumises au délai de paiement de 15 jours fixé par le fournisseur, puisqu il s agit de contrats de droit privé. En revanche, celles qui font jouer leur éligibilité passent de nouveaux contrats dans le cadre du code des marchés publics, et les délais de paiement sont fixés par l article 98 dudit code (QE n 16429, JO Sénat du 10 février 2011 page 321). Remarque 3 Les collectivités qui intègrent la fourniture d électricité dans leurs appels d offres exercent, sans nécessairement le savoir, leur éligibilité, car leurs prestataires, n étant pas consommateurs finals, ne peuvent s approvisionner ni aux tarifs réglementés ni même au TaRTAM (Lettre DGEC à FNCCR, 16 novembre 2009) Le TaRTAM (in memoriam) L article 30-1 modifié de la loi n du 9 août 2004 permettait aux clients non domestiques ayant exercé leur éligibilité de bénéficier d un tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TaRTAM = tarifs BT 36 kva +10%, BT>36 kva +20%, HTA ou HTB +23%) jusqu à la date de mise en place effective du dispositif d accès régulé à l électricité nucléaire historique (ARENH). Le décret n du 28 avril 2011 ayant fixé au 1 er juillet 2011 le début de cet accès, le TaRTAM a cessé d exister à la même date. Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 14
15 La tarification spéciale de l électricité Ce point est développé infra, , dans la partie consacrée aux usagers en difficulté de paiement Les étapes de la libéralisation du marché de l électricité Mise en concurrence de la fourniture La directive 96/92/CE du 19 décembre 1996 (JOCE du 30 janvier 1997) prescrit de donner aux clients éligibles et aux producteurs libre accès aux réseaux de transport et de distribution, en vue de leur permettre de contracter directement entre eux. La fourniture de l électricité constitue donc un marché concurrentiel, progressivement ouvert (art. 19) ; en revanche, son acheminement reste assuré par des réseaux en situation de monopole naturel, dans des conditions d accès qui sont soit librement négociées, soit réglementées (art. 17), soit enfin fixées et publiées par un acheteur unique (art. 18), selon l option prise dans chaque État membre. La France a transposé la directive par la loi n du 10 février Une nouvelle directive 2003/54/CE a été adoptée le 26 juin Substituée à la directive 96/92/CE au 1er juillet 2004, elle prescrit (art. 21) l éligibilité de tous les clients à partir du 1er juillet En France, cette disposition a été transposée par la loi n du 7 décembre 2006 sur l'énergie (art. 44 renvoyant à l art. 2-IV de modification de l art. 22 de la loi du 10 février 2000) Règles d exercice de l éligibilité L exercice de l éligibilité est un droit et non une obligation y compris pour l État et les collectivités territoriales (cf. infra 1.6.9). Un client éligible peut décider (L CNRJ) : d exercer son éligibilité (le tarif de fourniture réglementé qui lui était appliqué est résilié de plein droit sans indemnité, L CNRJ), soit en changeant de fournisseur, soit en renégociant son contrat avec son fournisseur actuel ; de ne pas exercer son éligibilité, et conserver son fournisseur et son contrat (au tarif réglementé) en vigueur à la date où il devient éligible, jusqu à l échéance de ce contrat (art. 4). La Commission de régulation de l énergie (bulletin électronique n 131) a précisé : un client ayant plusieurs sites exerce son éligibilité site par site ; les services généraux d immeubles sont éligibles ; seul le propriétaire (syndicat de copropriété ou bailleur institutionnel) peut décider d exercer l éligibilité, même si les contrats sont détenus par un mandataire de gestion. l absence de concurrence locale ne modifie pas les règles d éligibilité. Les dispositions de la loi NOME n du 7 décembre 2010, codifiées aux articles L et L à -9 CNRJ pour l électricité, L , L et -4 pour le gaz, peuvent être présentées ainsi : Électricité : Tous consommateurs 36 kva Tous consommateurs > 36 kva Gaz Tous consommateurs < 30 MWh/an Contrat de fourniture Si éligibilité du site : En cas de déménagement sur un site : Non exercée par l occupant Maintien TR Maintien TR (supprimé en 2016 en métropole) Maintien TR Exercée par l occupant Pour lequel Pour lequel l éligibilité a déjà l éligibilité n a été exercée pas été exercée Maintien PM Maintien PM ou retour au TR ou retour au TR immédiat immédiat Maintien PM ou retour au TR (supprimé en 2016 en métropole) après 1 an Maintien PM ou retour au TR immédiat Maintien PM ou retour au TR (supprimé en 2016 en métropole) après 1 an Maintien PM ou retour au TR immédiat TR ou PM Maintien TR (supprimé en 2016 en métropole) ou retour au PM après 1 an TR ou PM Nouveau à raccorder TR ou PM TR (supprimé en 2016 en métropole) ou PM, zapping après 1 an TR ou PM Consommateurs Maintien TR Maintien PM Maintien PM TR ou PM PM 30 MWh/an Remarque 1 Le simple changement de puissance souscrite ou d option (Base/HC) ne fait pas sortir du tarif réglementé. Remarque 2 En pratique, trois semaines de délai entre la signature du contrat et sa date d effet avec un nouveau fournisseur. Jusqu en juillet 2008, date d effet au 1er de chaque mois pour l électricité, ensuite au fil de l eau. En gaz, fil de l eau dès juillet Remarque 3 Pour les clients résidentiels, délai de rétractation de 7 jours ouvrés uniquement si démarchage à domicile, au bureau ou à distance (courrier, téléphone, internet ). Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 15
16 (au 30 septembre 2013, source Cre) Tous 36,0 Ms. Résid. 31,0 Ms. Non résid. (4,9 M sites) ,438 Ms. <36 kva 4,4 Ms. >250 0,041 Ms. nombre sites résidentiels et non résidentiels 100 % 86 % 13 % 1 % 0,1% sites aux tarifs réglementés sites prix de marché par fournis. historiques sites prix de marché par fournis. alternatifs consommations pourcentages consommations TWh Conso aux tarifs réglementés (288,2 TWh) conso prix marché par historiques (59,3 TWh) conso prix marché par alternatifs (71,6 TWh) 91 % 1 % 8 % 100 % % 14 % 17 % 92 % 0,010 Ms. 2,060 Ms. 30 % % ~0 % 9 % 85 % 6 % 9 % 11 % % 7 % 8 % 95 % 5 % 0 % 16 % % 5 % 0 % 85 % 9 % 6 % 43 % % 30 % 32 % La facturation des fournitures Les écarts entre injections et soutirages génèrent des coûts facturés aux clients par RTE. L acteur qui prend le rôle de responsable d équilibre (L CNRJ, ex-art. 81 loi POPE n du 13 juillet 2005) peut chercher à minimiser ces coûts en assurant auprès de RTE la compensation financière entre les excédents et les déficits d électricité des sites qui sont rattachés à son périmètre d équilibre. Le responsable d équilibre est le plus souvent le ou l un des fournisseurs du client éligible. Pour chaque responsable d équilibre, RTE compare périodiquement les soutirages (consommations) des clients qui lui sont rattachés, communiqués par les GRD, et les injections, et rembourse ou facture les écarts selon le prix établi dans le cadre du mécanisme d ajustement et de Powernext. En juillet 2003, on dénombrait 68 responsables d équilibre actifs, dont 53 ne font qu acheter pour revendre (Trading). 15 ont des sites physiques de production et de consommation. La segmentation des clients raccordés au réseau public de distribution est prévue selon le schéma suivant : CARD avec le GRD* Compteur à courbe de charge RE désigné par le client Télérelevé hebdomadaire RE désigné par le fournisseur Télérelevé hebdomadaire Contrat RE désigné par le fournisseur unique avec le Relevé mensuel fournisseur** Compteur RE désigné par le fournisseur à Relevé mensuel ou bimestriel index RE désigné par le fournisseur Relevé semestriel (*) + contrat client-fournisseur + contrat client-responsable d équilibre RE (**) + contrat GRD-fournisseur (GRD-F) HTA BT C C 2 > 250k W C C 4 < 36 kva C Sur de clients éligibles, seuls disposent de compteurs télérelevés à courbe de charge permettant d affecter directement les consommations et les puissances aux responsables d équilibre concernés (non compris compteurs Linky, cf. infra ). Chaque consommateur éligible disposant de compteurs télérelevés à courbe de charge doit passer trois contrats distincts : un contrat d accès au réseau de transport (CART) ou de distribution (CARD), sauf (art. 23) s il a un fournisseur exclusif (lequel gère le contrat d accès), un ou des contrats d achat d électricité par blocs, élaborés à partir d une courbe de charge de référence, avec le ou les fournisseurs de son choix, un contrat de consommation ajustée passé avec le responsable d équilibre. 3 M RTE GRD Fournisseur - Responsable d équilibre CARD Client Les autres clients ne disposent que de compteurs à index, relevés tous les un, deux, six ou douze mois. Chacun d eux souscrira un contrat unique auprès de son fournisseur, lequel souscrira le contrat d accès au réseau GRD- F pour le compte de son client, et passera commande au GRD des interventions techniques nécessaires à la vie du contrat. Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 16
17 GRD RTE Contrat GRD-F Responsable d équilibre Fournisseur Contrat unique Client Remarque 1 -- Le Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la Cré considère (décision du 7 avril 2008) que le contrat unique s analyse en liens contractuels par lesquels le client habilite le fournisseur à le représenter auprès du GRD et le GRD habilite le fournisseur à le représenter auprès du client final. Le médiateur de l énergie en déduit (recommandation du 3 septembre 2008) que le GRD est effectivement partie au contrat de fourniture, quel que soit le schéma contractuel) adopté. Remarque 2 Par suite, le CoRDiS considère (décision du 22 octobre 2010) que le fournisseur ne peut reverser au GRD que les sommes dues pour l utilisation du réseau qu il a lui-même perçues, autrement dit qu il n a pas à supporter les impayés à ce titre. Remarque 3 - Les exigences métrologiques des compteurs d énergie active sont fixées par l arrêté du (NOR : PROI A). Afin d affecter à chaque responsable d équilibre les consommations et les puissances des clients de moins de 250 kva qui lui sont rattachés, malgré l absence de compteurs à courbe de charge, RTE a recours à la technique du profilage. Le profilage consiste à attribuer à chaque client une consommation théorique pour chaque demi-heure de l année, soit 48 x 365 = coefficients, en fonction du type de comptage. Trois raffinements de ces coefficients sont prévus : La prise en compte des aléas météo (température, etc.) La réconciliation spatiale : comparaison de la somme des profilages au niveau national, avec la courbe de charge réelle, et affectation des coefficients de calage résultants à la courbe de charge estimée de chaque responsable d équilibre. Cela permettra de facturer des acomptes. La réconciliation temporelle à la fin d un période complète de relevés de consommation (c'est-à-dire au bout d un an) : comparaison entre l énergie relevée et l énergie affectée à un responsable d équilibre après la réconciliation spatiale. Cela permettra d établir les factures de régularisations, positives ou négatives. Le décret n du 30 avril 2004 (art. 22-IV de la loi du 10 février 2000) impose aux distributeurs et fournisseurs d informer leurs clients sur l origine (en % par énergies primaires) de l électricité commercialisée l année précédente, et de leur indiquer où se renseigner sur le CO2 et les déchets radioactifs produits par kwh La vente directe aux industriels Le décret n du 28 août 2008 dispose que, dans les zones où les orages affectent fortement le réseau électrique, les installations de production utilisant des techniques performantes telles que la cogénération et bénéficiant de l obligation d achat peuvent, durant heures par an au maximum, vendre leur électricité directement aux industriels répondant aux cinq conditions cumulatives suivantes : 1/ raccordement par ligne directe ; 2/ industriel tournant au moins heures par an ; 3/ producteur et industriel situés dans un département à forte intensité orageuse (01, 04, 05, 06, 07, 09, 12, 13, 15, 16, 19, 21, 23, 2B, 2A, 24, 25, 26, 30, 31, 32, 33, 34, 38, 39, 40, 42, 43, 46, 47, 48, 63, 64, 65, 66, 68, 69, 70, 71, 73) ; 4/ possibilité d îlotage producteur-industriel ; 5/ réseau perturbé au moins 20 jours par an Le «smart grid» Définition Nota Les «smart cities» sont sommairement abordées au chapitre 7, Naguère, l électricité circulait dans les réseaux, de l amont les usines de production vers l aval les consommateurs. Ce n est plus entièrement vrai, et l hypothèse est qu en introduisant de l intelligence (capteurs, actionneurs, logiciels intégrés, normes d interopérabilité des matériels) dans les réseaux, ceux-ci pourront s adapter aux productions réparties à base d énergies renouvelables, et à de nouveaux usages tels que la voiture électrique. En outre, le réseau intelligent renseignera suffisamment le «consom-acteur» pour lui Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 17
18 permettre de faire des économies et de bénéficier de nouvelles offres. Une difficulté est, qu après un effacement, la consommation repart et provoque un pic analogue à celui que l on voulait éviter. Dans le cadre des investissements d avenir, l Ademe a lancé le 1er juin 2011 un AMI smart grids et retenu 10 projets aidés à hauteur de 41 M : Réflexe (Nice : pilotage de la charge de bâtiments), EnR-Pool (Le-Bourget-du- Lac : EnR + pilotage conso industrielle), Modélec (France : pilotage conso en résidentiel), Smart ZAE (Toulouse : EnR + pilotage conso), Millener (Corse, Guadeloupe, Réunion : pilotage chez clients insulaires par Energie-box ), GreenLys (Lyon et Grenoble : clients résidentiels et 40 tertiaires), NiceGrid (Carros : solaire intelligent chez clients dont 200 solaires), Omere-Ge (Poitou-Charente) et Omere-IPERD (dans la Vienne), Venteea (Aube : HTA + éoliennes). RTE va tester dans la Somme, dès 2015, deux postes électriques dits "intelligents", capables à partir d'une station météo d'anticiper la production électrique des éoliennes et des parcs solaires. Ils recevront les demandes en énergie, et les redirigeront vers les énergies productrices du moment. Ce projet de 32 M réunit de nombreux industriels de l'énergie et des télécoms mais aussi l'ademe qui apporte 10 M. En Vendée, le SyDEV et ERDF lancent Smart Grid Vendée (coût 28,5 M dont 9,5 de l Ademe), avec 36 éoliennes (50 MW), 40 sites solaires (16 MW), 100 bâtiments publics, 8 sites industriels, foyers d éclairage public, 350 bornes de recharge pour VE, 300 capteurs sur le réseau). La Cre a ouvert un site dédié : Les compteurs AMM Linky, PME-PMI et HTA La directive 2009/73/CE, adoptée en juillet 2009, prévoit que : "Les États membres veillent à la mise en place de systèmes intelligents de mesure qui favorisent la participation active des consommateurs au marché de la fourniture d'électricité.» L article L CNRJ (ex art. 4 de la loi du 10 février 2000) dispose que le GRD met en œuvre des dispositifs permettant aux fournisseurs de proposer des prix différents selon les périodes de l année ou de la journée, et favorisant la maîtrise de la demande d énergie. Le compteur «communicant» AMM permet : d automatiser les relevés de consommation et de supprimer les factures estimées, d intervenir à distance (modifier la puissance, établir ou couper l alimentation), d établir des offres tarifaires horo-différenciées, de proposer de nouveaux services. ERDF présente l expérimentation Linky ( 36 kva) de la façon suivante : Phase pilote en : sur Lyon et sa banlieue nord ( compteurs et concentrateurs en réseau souterrain, urbain, collectif) et en Indre-et-Loire autour d Amboise, Château-Renault, Langeais, Chinon ( compteurs et concentrateurs en réseau aérien, rural, aérien, résidences secondaires) ; compteurs fournis par Iskra (Slovénie), Itron (USA), Landis et Gyr (Suisse/Australie) ; Si feu vert par la Cre, remplacement de 35 millions de compteurs BT ; Compteurs conformes à la directive 2006/32/CE du 5 avril 2006, permettant au GRD et au fournisseur d appliquer chacun ses propres périodes tarifaires, et donc pourvus de quatre index pour le GRD et dix index pour le fournisseur ; Liaison par CPL entre compteurs et concentrateurs placés dans les postes DP ; Investissement total 4 G (pose 2 ; matériel 1,9 ; informatique 0,1) ou 130 / compteur ; Économie 300 M + suppression pertes non techniques 150 M. Le décret n du 31 août 2010 limitait à fin 2010 l expérimentation sur les compteurs 36 kva, et prévoyait la généralisation selon les modalités suivantes : À compter du 1er janvier 2012, tout branchement nouveau ou remanié 36 kva, y compris en l absence des systèmes d information et de communication associés ; Pour les réseaux de plus de clients : - À fin 2014, la moitié des comptages BT 120 kva, et 95 % à fin 2016 ; - À fin 2016, la totalité des comptages BT > 120 kva, HTA et HTB. Pour les réseaux de moins de clients : - A fin 2020, au moins 95 % des comptages BT, HTA et HTB. L arrêté du 4 janvier 2012 (NOR : INDR A) d application du décret du 31 août 2010 susvisé énumérait les fonctionnalités des comptages (en se limitant au soutirage) : HTB : courbes 10 mn Pact et P réact + interface communication HTA et BT > 120 kva : courbes 10 mn Pact + Pmax + interface communication BT > 36, 120 kva : courbe 30 mn Pact + Pmax + 8 index fourniture + 4 index TURPE + suivi coupures longues (> 3 mn) et brèves (> 1s) + interface communication BT 36 kva : courbes 60, 30 et 10 mn Pact + Pmax + 10 index fourniture + 4 index TURPE + suivi tension et coupures longues (> 3 mn) et brèves (> 1s) + interface com. Interfaces fournies par les fournisseurs, des opérateurs de service, des équipementiers. La généralisation, annoncée par le ministre de l industrie le 28 septembre 2011, avec 7 millions de compteurs déployés dès 2013, utilisant le protocole CPL-G1 (2,4 kbps) en attendant le CPL-G3 (300 kbps et surtout Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 18
19 franchissement des transfos H61), d abord suspendue par son successeur en octobre 2012, a été reprise en juillet 2013 par le lancement d un appel d offres européen. Remarque UFC-Que choisir ayant relevé que, contrairement aux compteurs actuels, Linky ne tolérait aucun dépassement de puissance, ce qui multiplierait les demandes de changement de puissance, la CRE a précisé (lettre d information d octobre 2013) que la puissance souscrite était sur Linky réglable par paliers de 1 kw au lieu de 3 kw, et avoir demandé à ERDF la gratuité des interventions pour réglage de la puissance souscrite. Le consortium GreenLys va tester chez clients sur Grenoble et sur Lyon l association de Linky et d une «box» de gestion de l énergie reliée à un central tarifaire. Le projet Smart Electric Lyon vise à équiper ainsi clients lyonnais, et à en sensibiliser par des bilans de consommation adressés par courriels. ERDF a entamé, pour les clients BT > 36 kva et HTA (mesures en aval du transfo), la mise en place de «compteurs PME-PMI» qui, aussi bien pour l injection que pour le soutirage, fournissent les courbes de charge et les consommations horo-saisonnières actives et réactives. En 2013 apparaîtront les «compteurs HTA» (mesures en amont du transfo) pour les quelques clients HTA pour lesquels le compteur PME-PMI serait inadapté Les autres compteurs Smart metering GDF-Suez a lancé pour le collectif une offre d individualisation des consommations d énergie et d eau. En plus de la chaufferie collective au gaz naturel et des compteurs généraux, l installation comprend deux ou trois compteurs radio individuels par appartement et un boîtier de télérelevé par compteur électrique. Les occupants peuvent sur internet paramétrer leurs consommations, les comparer à la moyenne de la résidence et être prévenus en cas de fuite d eau. Les économies d énergie réalisables dépasseraient les 15%. Dans 400 logements du Pas-de-Calais, Intent Technologies propose un service analogue : capteurs (fabriqués en Bretagne), plateforme d analyse en ligne, consultations et alertes sur téléphone, tablette ou ordinateur. L opérateur M2O, filiale de Véolia, déploie à grande échelle le télérelevé des compteurs d eau : émetteurs radio sur les compteurs et relais radio (10 ans d autonomie) disposés sur les supports électriques ou d éclairage public. Le dispositif peut transmettre toutes données issues de capteurs quelconques qui lui sont raccordés La voiture électrique On distingue entre véhicules tout électriques (moteurs électriques et batteries), hybrides (batterie et moteur thermique), hybrides rechargeable (batterie rechargeable sur le réseau). On prévoit 2 millions de véhicules en 2020 (consommant 4 à 6 TWh) et 4,5 millions en Les batteries actuelles (capacité 30 kwh) permettent de parcourir 120 km, ce qui suffit à 90 % des trajets quotidiens. 90 % des bornes de recharge seront dans le domaine privé (domicile ou travail), les autres situées dans les voies et parkings publics ou centres commerciaux. Ces bornes seront rapides (43 kva = 80% de charge en 30 mn), semi-rapides (22 kva = charge en 2 h) ou lentes (3 kva = charge en 8-10 h). En domaine privé, on distingue 4 modes de recharge (chargeur embarqué dans le VE) : - mode 1 : prise fixe non dédiée, mono ou tri 10 A avec terre (mode interdit aux USA) ; - mode 2 : d, avec dispositif de régulation incorporé au câble de recharge ; - mode 3 : prise fixe sur circuit dédié comportant le dispositif de régulation ; - mode 4 : connexion par le biais d un chargeur externe, avec régulation. Les prises domestiques ne sont pas conçues pour des utilisations prolongées à leur intensité nominale. C est pourquoi, en modes 1 et 2, l organisation IGNES (Industries du Génie Numérique, Électrique et Sécuritaire) recommande de faire contrôler son installation et ne pas dépasser l intensité de 8 A, y compris pour des prises dites 16 A (échauffement / incendie de la prise). Compte tenu des mix de production, les rejets de CO2 imputables au véhicule électrique sont de 15 g/km en France, 100 g/km en Pologne, 70 g/km en Allemagne, 60 g/km en Europe, contre 136,1 g/km pour un véhicule thermique neuf (in Enerpresse ). L article L du CGCT, créé par la loi n du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement (dite Grenelle II), autorise les communes, dans le cas d une offre inexistante, insuffisante ou inadéquate, à créer et entretenir des bornes de recharge, et acheter l électricité nécessaire, sous réserve de l avis (technique, économique, juridique) de l AOD et du concessionnaire. Elles peuvent transférer cette compétence notamment à l AOD. Les articles L , R et R du code de la route obligent les collectivités et leurs groupements, gérant plus de 20 véhicules 3,5 t, à en détenir 20 % en GPL, GNV ou électriques. Les articles R et -3 du code de la construction et de l habitation obligent à équiper les parkings d immeubles neufs d au moins autant de bornes de recharge (4kW selon l arrêté du 20 février 2012) que de logements. ERDF, la Caisse des Dépôts, PSA et Renault ont créé une structure commune dénommée GIREVE (Groupement pour l Itinérance des Recharges Électriques de Véhicules) chargée de répertorier les bornes (caractéristiques, localisation sur GPS, occupation) et de compenser les paiements entre opérateurs de bornes en France et à l étranger. Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 19
20 1.5 Le contrôle des distributions électriques Contrôle de la construction et de l exploitation des ouvrages Ce contrôle est défini aux articles L à -13 du code de l énergie (ex-art. 18 de la loi du 15 juin 1906). Le décret n du 1 er décembre 2011 en décrit les modalités (cf. chapitre 5, 5.1.3) Interventions de la Commission de régulation de l énergie La Commission de régulation de l énergie (CRÉ) intervient dans les domaines suivants (in Décryptage, n 1, janv. fév. 2007, et Titre III du code de l énergie) : Pouvoir réglementaire supplétif en électricité et en gaz : - conditions de raccordement aux réseaux, - conditions d utilisation des réseaux ; Pouvoir de fixation des règles de dissociation comptable : - entre les activités de fourniture, de transport et de distribution, - entre la fourniture aux clients ayant, ou pas, exercé leur éligibilité, - afin de permettre d identifier les charges imputables aux tarifs de solidarité en gaz et en électricité et les charges liées au tarif réglementé transitoire d ajustement au marché (TARTAM) qui ne concerne que l électricité ; Pouvoir d évaluation des charges de service public de l électricité et d organi-sation des appels d offres décidés par le ministre chargé de l énergie, pour construire de nouveaux moyens de production d électricité ; Pouvoir de proposition des tarifs d utilisation des réseaux de transport et de distribution d énergie, d accès aux installations de GNL et des prestations annexes des gestionnaires de réseaux d électricité ; Pouvoir d enquête, de mise en demeure, de sanction, en cas de violation de règles législatives ou réglementaires, ou de non-respect des décisions de la CRE ; Pouvoir de régler les différends relatifs à l accès et l utilisation des réseaux et infrastructures. Elle peut recueillir, pour l accomplissement des missions qui lui sont confiées (art. 33 et suiv. de la loi du 10 février 2000), toutes informations auprès des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution ou des autres entreprises intervenant sur le marché de l électricité. Des fonctionnaires et agents habilités à cet effet procèdent aux enquêtes nécessaires. La CRE se prononce sur les différends liés à l accès aux réseaux, que l utilisateur ou le gestionnaire du réseau peuvent lui soumettre, dans un délai de deux mois pouvant être porté à quatre mois (au-delà, l accord du plaignant est nécessaire). Ses décisions peuvent être contestées dans le délai d un mois devant la Cour d appel de Paris, dont les arrêts sont susceptibles de pourvoi en cassation dans le même délai. Elle n est pas compétente sur les autres litiges, ceux de nature commerciale par exemple qui sont réglés par le Conseil de la concurrence. Elle publie périodiquement un rapport sur la régulation incitative de la qualité de service des gestionnaires de réseaux de gaz naturel et d ERDF (4ème rapport - 12 septembre 2013) Contrôle par la collectivité concédante La collectivité concédante a l obligation stricte de contrôler la bonne exécution du contrat par le concessionnaire. Cette obligation, énoncée initialement à l article 16 de la loi du 15 juin 1906, a été réaffirmée par l article L du CGCT (art. 17 de la loi de 2000 sur l électricité) qui dispose que «les autorités concédantes exercent le contrôle du bon accomplissement des missions de service public fixées par les cahiers des charges de ces concessions. Elles assurent le contrôle des réseaux publics d électricité. A cette fin, elles désignent un agent du contrôle distinct du gestionnaire du réseau public de distribution.» Le décret n du 1 er décembre 2011, art. 14, spécifie que «Le contrôle du respect des obligations mises à la charge des gestionnaires de réseaux publics d électricité est effectué par l autorité organisatrice mentionnée à l article L du CGCT pour les obligations du gestionnaire d un réseau public de distribution.» Incompatibilités entre fonctions concédant-concessionnaire Le fait d être à la fois un agent du concessionnaire et un élu au sein de la collectivité concédante expose, notamment en assemblée délibérante, à des risques qui s apprécient au regard des notions de «délégué intéressé» et de «prise illégale d intérêt». Le délégué intéressé est défini à l article L du CGCT : Sont illégales les délibérations auxquelles ont pris part un ou plusieurs membres du conseil intéressés à l'affaire qui en fait l'objet, soit en leur nom personnel, soit comme mandataires. Encore faut-il, selon les précisions apportées par le ministère de l Intérieur, que le délégué ait pris une part active et prépondérante dans les débats préliminaires au vote, ou qu il soit, avec d autres délégués, en nombre suffisant pour faire ou défaire une majorité. La prise illégale d intérêt est définie à l article du code pénal : Le fait, par une personne dépositaire de l'autorité publique ou chargée d'une mission de service public ou par une personne investie d'un mandat électif Le pouvoir concédant des collectivités - Version du 6 janvier 2014 Page 20

References: art. 72
 art. 74
 art. 64
 art. 2
 art. 33
 art. 69
 art. 61
 art. 36
 art. 18
 art. 7
 art. 3
 art. 13
 art. 14
 art. 2
 Art. 1
 Art. 2
 Art. 3
 Art. 17
 art. 16
 Art. 20
 Art. 22
 art. 24
 art. 2
 art. 7
 art. 118
 art. 56
 art. 56
 art. 2
 art. 2
 art. 22
 art. 4
 art. 14