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Cadre de la concession

Modèle de cahier des charges et périmètres

Un modèle national pour une activité en monopole

Les relations entre l’autorité concédante, propriétaire des réseaux, et le distributeur, en charge de son exploitation, sont définies dans le contrat de concession, pour une durée de 20 à 30 ans. De nombreux contrats ont été signés dans les années 1990, et sont donc en cours de renouvellement ou viennent d’être renouvelés, sur la base du nouveau modèle négocié en 2017 entre Enedis, la FNCCR et France urbaine, pour prendre en compte certains enjeux de la transition énergétique, suite notamment à la Loi TEPCV . A noter que ces contrats concernent aussi le contrôle de la fourniture d’électricité au tarif réglementé, autre mission de l’autorité concédante, et sont donc signés également par EDF.

Depuis la Loi de nationalisation de 1946, les autorités concédantes n’ont pas la possibilité de choisir leur concessionnaire. L’ouverture des marchés de l’énergie, qui s’est mise progressivement en place en France suite à la directive européenne de 1996, a en effet maintenu le monopole sur l’activité de distribution d’électricité (et de gaz pour le réseau interconnecté existant).

Les régies et autres sociétés d’économies mixtes conservées par les collectivités en 1946 continuent cependant à assurer la distribution pour environ 5% des usagers en France.

La principale pièce du contrat de concession est le cahier des charges

Un cahier des charges peu adaptable localement

La principale pièce du contrat de concession est le cahier des charges, et ses nombreuses annexes, qui précisent le périmètre de la concession - liste des communes concernées - et le cadre dans lequel la mission de développement et d’exploitation du réseau doit être exécutée par le distributeur : raccordements, renforcements, utilisation des voies publiques et intégration des ouvrages dans l’environnement, obligations financières et programmes d’investissements… En zone rurale d’électrification, il précise de plus la répartition de la maîtrise d’ouvrage entre le concessionnaire et l’autorité concédante, y compris pour le raccordement des énergies renouvelables.

Contrat_couleur-noire.png

Le contrat comprend également des éléments spécifiques à la transition énergétique, comme la mise à disposition de données issues de l’activité de distribution à des collectivités autres que l’autorité concédante (AODE). Ces dispositions restent assez générales et peu adaptables localement : l’opérateur national a une obligation de non-discrimination entre les usagers (Art. L 121-4 du code de l’énergie) et il est plus simple pour lui de conserver un modèle identique partout. Ainsi, bien que le code général des collectivités territoriales (Art L 2224-31) prévoit que les collectivités autorités concédantes « concluent et négocient » les contrats de concession, la mise à jour récente du modèle de cahier des charges a mis en évidence que les marges de négociation sont modestes, tant au niveau national que local. Dans le cas de Régies ou SEM locales en charge de la distribution, les adaptations sont potentiellement plus simples mais néanmoins limitées car le cadre global – législation, normes techniques et modes de financements - reste le même.

Les éventuels écarts locaux au modèle national sont souvent gérés sous forme d’expérimentations, en dehors du contrat de concession, dans des conventions de partenariat. Le distributeur peut également signer des conventions de partenariat, par exemple pour des actions liées à la transition énergétique, avec d’autres collectivités que l’AODE, ce qui ne doit pas empêcher ces collectivités de travailler également avec leur AODE, afin de bénéficier de ses compétences techniques et de sa vision de garante du service public de distribution.

Des données réseaux utiles aux territoires

Depuis le Grenelle de l’environnement, puis la Loi TEPCV, l’accès aux données des distributeurs (consommations d’énergie, tracé des réseaux…) s’améliore pour les collectivités, en cohérence avec leurs responsabilités en matière de PCAET et de transition énergétique.

Les collectivités autorités concédantes ont logiquement accès à plus d’informations de la part des distributeurs. La liste des informations que le distributeur doit leur transmettre est précisée à l’article L2224-31 du code général des collectivités territoriales. Le CRAC – Compte Rendu annuel de l’Activité de Concession – est le document principal remis chaque année à l’autorité concédante, qui doit l’analyser. Les autorités concédantes peuvent également avoir accès à des données dites « commercialement sensibles » sous réserves qu’elles soient exploitées, en respectant les besoins de confidentialité, par un agent assermenté dans le cadre du contrôle de concession. Les AODE disposent ainsi des données statiques sur les réseaux (linéaires, types de câbles & sections, types de transformateurs et puissance, âges des matériels…) qui permettent d’identifier a priori les zones d’opportunités ou de fragilités potentielles pour le raccordement de producteurs (voir article PCAET ). Elles disposent également de données dites « dynamiques » (chutes de tension maximales par tronçon, taux de charge des postes, nombre de clients mal alimentés…) issues d’une modélisation de la charge du réseau par le distributeur (pour Enedis, l’outil utilisé est appelé GDO pour Gestion Des Ouvrages, et le tableau récapitulatif présentant ces données par départ est appelé CRIT-BT pour Calcul de Réseau Initial Basse Tension). Ces données, statiques et dynamiques, sont utilisées pour planifier les besoins de travaux. La description des paramétrages et attendus de ces simulations figure dans dans un arrêté ( annexe 1 de l'arrêté du 24 décembre 2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité).

Les bilans financiers transmis par le concessionnaire sont en partie établis en utilisant des clés de répartition sur les dépenses générales

Des statistiques nationales, des lacunes locales

Le fait que 95% des réseaux de distribution soient gérés par le même opérateur apporte certains avantages par la mutualisation de moyens, mais il pénalise aussi l’exercice du contrôle de concession par les autorités concédantes. Ainsi, les bilans financiers transmis par le concessionnaire sont en partie établis en utilisant des clés de répartition sur les dépenses générales qui ne permettent pas toujours à la collectivité de savoir précisément ce qui a été dépensé à l’échelle de sa concession. Sur le développement du photovoltaïque, la vision nationale de ce qui est raccordé chaque année au réseau permet de disposer de statistiques fiables sur le développement global de la filière, mais les autorités concédantes regrettent par exemple de ne pas connaître la localisation des producteurs sur leur réseau. Cela va rapidement les pénaliser en termes d’optimisation des investissements et de contrôle de l’activité du concessionnaire. En effet, le besoin de renforcer le réseau avec l’arrivée d’un producteur peut varier fortement selon que la ligne concernée accueille déjà ou pas d’autres producteurs (voir article "Capacité d'accueil en production basse tension" ).

Une commission de conciliation

Le modèle de cahier des charges de concession prévoit que, en cas de manquement aux obligations imposées au concessionnaire, les contestations soient portées devant la commission permanente de conciliation avant l’engagement de toute procédure juridictionnelle. Cette commission, créée à l’initiative de la FNCCR, Enedis et EDF, est composée de trois représentants du concessionnaire et de trois représentants de la FNCCR. Cette disposition ne fait pas obstacle au droit pour l’une des parties de saisir le tribunal compétent.

Dernière Mise à jour : 23/11/2020

Cadre de la concession

Modèle de cahier des charges et périmètres

Un modèle national pour une activité en monopole

Les relations entre l’autorité concédante, propriétaire des réseaux, et le distributeur, en charge de son exploitation, sont définies dans le contrat de concession, pour une durée de 20 à 30 ans. De nombreux contrats ont été signés dans les années 1990, et sont donc en cours de renouvellement ou viennent d’être renouvelés, sur la base du nouveau modèle négocié en 2017 entre Enedis, la FNCCR et France urbaine, pour prendre en compte certains enjeux de la transition énergétique, suite notamment à la Loi TEPCV . A noter que ces contrats concernent aussi le contrôle de la fourniture d’électricité au tarif réglementé, autre mission de l’autorité concédante, et sont donc signés également par EDF.

Depuis la Loi de nationalisation de 1946, les autorités concédantes n’ont pas la possibilité de choisir leur concessionnaire. L’ouverture des marchés de l’énergie, qui s’est mise progressivement en place en France suite à la directive européenne de 1996, a en effet maintenu le monopole sur l’activité de distribution d’électricité (et de gaz pour le réseau interconnecté existant).

Les régies et autres sociétés d’économies mixtes conservées par les collectivités en 1946 continuent cependant à assurer la distribution pour environ 5% des usagers en France.

La principale pièce du contrat de concession est le cahier des charges

Un cahier des charges peu adaptable localement

La principale pièce du contrat de concession est le cahier des charges, et ses nombreuses annexes, qui précisent le périmètre de la concession - liste des communes concernées - et le cadre dans lequel la mission de développement et d’exploitation du réseau doit être exécutée par le distributeur : raccordements, renforcements, utilisation des voies publiques et intégration des ouvrages dans l’environnement, obligations financières et programmes d’investissements… En zone rurale d’électrification, il précise de plus la répartition de la maîtrise d’ouvrage entre le concessionnaire et l’autorité concédante, y compris pour le raccordement des énergies renouvelables.

Contrat_couleur-noire.png

Le contrat comprend également des éléments spécifiques à la transition énergétique, comme la mise à disposition de données issues de l’activité de distribution à des collectivités autres que l’autorité concédante (AODE). Ces dispositions restent assez générales et peu adaptables localement : l’opérateur national a une obligation de non-discrimination entre les usagers (Art. L 121-4 du code de l’énergie) et il est plus simple pour lui de conserver un modèle identique partout. Ainsi, bien que le code général des collectivités territoriales (Art L 2224-31) prévoit que les collectivités autorités concédantes « concluent et négocient » les contrats de concession, la mise à jour récente du modèle de cahier des charges a mis en évidence que les marges de négociation sont modestes, tant au niveau national que local. Dans le cas de Régies ou SEM locales en charge de la distribution, les adaptations sont potentiellement plus simples mais néanmoins limitées car le cadre global – législation, normes techniques et modes de financements - reste le même.

Les éventuels écarts locaux au modèle national sont souvent gérés sous forme d’expérimentations, en dehors du contrat de concession, dans des conventions de partenariat. Le distributeur peut également signer des conventions de partenariat, par exemple pour des actions liées à la transition énergétique, avec d’autres collectivités que l’AODE, ce qui ne doit pas empêcher ces collectivités de travailler également avec leur AODE, afin de bénéficier de ses compétences techniques et de sa vision de garante du service public de distribution.

Des données réseaux utiles aux territoires

Depuis le Grenelle de l’environnement, puis la Loi TEPCV, l’accès aux données des distributeurs (consommations d’énergie, tracé des réseaux…) s’améliore pour les collectivités, en cohérence avec leurs responsabilités en matière de PCAET et de transition énergétique.

Les collectivités autorités concédantes ont logiquement accès à plus d’informations de la part des distributeurs. La liste des informations que le distributeur doit leur transmettre est précisée à l’article L2224-31 du code général des collectivités territoriales. Le CRAC – Compte Rendu annuel de l’Activité de Concession – est le document principal remis chaque année à l’autorité concédante, qui doit l’analyser. Les autorités concédantes peuvent également avoir accès à des données dites « commercialement sensibles » sous réserves qu’elles soient exploitées, en respectant les besoins de confidentialité, par un agent assermenté dans le cadre du contrôle de concession. Les AODE disposent ainsi des données statiques sur les réseaux (linéaires, types de câbles & sections, types de transformateurs et puissance, âges des matériels…) qui permettent d’identifier a priori les zones d’opportunités ou de fragilités potentielles pour le raccordement de producteurs (voir article PCAET ). Elles disposent également de données dites « dynamiques » (chutes de tension maximales par tronçon, taux de charge des postes, nombre de clients mal alimentés…) issues d’une modélisation de la charge du réseau par le distributeur (pour Enedis, l’outil utilisé est appelé GDO pour Gestion Des Ouvrages, et le tableau récapitulatif présentant ces données par départ est appelé CRIT-BT pour Calcul de Réseau Initial Basse Tension). Ces données, statiques et dynamiques, sont utilisées pour planifier les besoins de travaux. La description des paramétrages et attendus de ces simulations figure dans dans un arrêté ( annexe 1 de l'arrêté du 24 décembre 2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité).

Les bilans financiers transmis par le concessionnaire sont en partie établis en utilisant des clés de répartition sur les dépenses générales

Des statistiques nationales, des lacunes locales

Le fait que 95% des réseaux de distribution soient gérés par le même opérateur apporte certains avantages par la mutualisation de moyens, mais il pénalise aussi l’exercice du contrôle de concession par les autorités concédantes. Ainsi, les bilans financiers transmis par le concessionnaire sont en partie établis en utilisant des clés de répartition sur les dépenses générales qui ne permettent pas toujours à la collectivité de savoir précisément ce qui a été dépensé à l’échelle de sa concession. Sur le développement du photovoltaïque, la vision nationale de ce qui est raccordé chaque année au réseau permet de disposer de statistiques fiables sur le développement global de la filière, mais les autorités concédantes regrettent par exemple de ne pas connaître la localisation des producteurs sur leur réseau. Cela va rapidement les pénaliser en termes d’optimisation des investissements et de contrôle de l’activité du concessionnaire. En effet, le besoin de renforcer le réseau avec l’arrivée d’un producteur peut varier fortement selon que la ligne concernée accueille déjà ou pas d’autres producteurs (voir article "Capacité d'accueil en production basse tension" ).

Une commission de conciliation

Le modèle de cahier des charges de concession prévoit que, en cas de manquement aux obligations imposées au concessionnaire, les contestations soient portées devant la commission permanente de conciliation avant l’engagement de toute procédure juridictionnelle. Cette commission, créée à l’initiative de la FNCCR, Enedis et EDF, est composée de trois représentants du concessionnaire et de trois représentants de la FNCCR. Cette disposition ne fait pas obstacle au droit pour l’une des parties de saisir le tribunal compétent.

Dernière Mise à jour : 23/11/2020

Publications

Trame d'analyse du CRAC (PDF - 104,5 Kio) télécharger

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