Éditions Sorman

Après des années de négociation, la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR), France urbaine, Enedis et EDF ont adopté un modèle commun de contrat de concession d’électricité. Ce document permet aux syndicats d’énergie, aux intercommunalités et aux collectivités, autorités organisatrices de la distribution d’énergie (AODE), d’entamer des négociations avec les représentants locaux d’EDF et d’Enedis en ayant l’assurance que certaines conditions ne seront pas remises en cause.

Adapter les moyens d’investissement

Parmi les questions les plus délicates des concessions précédentes, figurent les modalités de financement du renouvellement des infrastructures. Elles consistaient jusqu’à présent en une obligation de dotation aux provisions pour renouvellement. Celles-ci étant parfois mal évaluées au regard des besoins des différents réseaux. Le nouveau contrat conserve le stock de provisions existant mais il supprime toute obligation de dotation pour les années à compter du renouvellement du contrat. Désormais, son financement repose sur une programmation pluriannuelle des investissements élaborée conjointement par l’autorité concédante et son concessionnaire.

D’une part, un schéma directeur fixe les orientations de développement du réseau sur la durée du contrat en ciblant des secteurs d’intervention prioritaires. Illustration avec le syndicat mixte d’électricité du Gard (SMEG) qui vient de renouveler son contrat pour la période 2018-2048. Sur 30 ans, les objectifs fixés sont le maintien d’un seuil correct de qualité du réseau et la fourniture continue d’électricité ; la sécurisation des réseaux urbains et le renforcement de ceux en zone rurale ; une meilleure réactivité lors des dépannages, notamment grâce aux nouvelles technologies ; la diminution des ouvrages aériens à risque.

D’autre part, des programmes pluriannuels d’investissement (PPI) permettent de figer, d’un commun accord, le montant des investissements nécessaires par périodes intermédiaires. Une durée de quatre à cinq ans est préconisée pour ces PPI, car elle correspond à la période de stabilité des tarifs d’acheminement (TURPE) fixés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Ainsi, dans le cadre du SMEG, le premier PPI concerne les années 2018 à 2021, en prévoyant un investissement total de 57 millions d’euros.

De nouveaux moyens d’intervention

En outre, le modèle de cahier des charges prévoit un engagement minimal d’Enedis à hauteur de 40 % du coût HT d’enfouissement des réseaux. Par ailleurs, les AODE disposent de ressources augmentées grâce à des modalités de calcul des redevances de concession plus favorables. Dans le cas de la part R1 (financement du fonctionnement), la revalorisation permet de financer des actions d’accompagnement de la transition énergétique. La part R2 (financement des investissements) augmente également et repose sur un nouveau mode de calcul qui donne davantage de stabilité à cette ressource. De plus, l’assiette des investissements éligibles intègre les projets liés à la transition énergétique.
Une des ambitions du modèle de cahier des charges est de faciliter les adaptations des réseaux électriques existants à de nouveaux enjeux (raccordement de sources de production d’énergies renouvelable, installation d’infrastructures de recharge pour les véhicules électriques...). De plus en plus soucieuses d’assurer elles-mêmes la maîtrise d’ouvrage, de nombreuses collectivités se retrouvaient, de ce fait, en contentieux avec Enedis/ERDF. Le nouveau modèle de cahier des charges facilite les choses en ouvrant trois possibilités : maintenir la répartition existante de la maîtrise d’ouvrage entre concédant et concessionnaire ; négocier cette répartition localement ; appliquer une nouvelle grille de répartition. Cette dernière permet notamment aux collectivités de raccorder elles-mêmes les nouvelles installations domestiques au réseau (sous réserve que leur puissance n’excède pas 6kVA) ainsi que les bâtiments publics (dans la limite de 36 kVA).

Un meilleur accès aux données

Le modèle de contrat de concession comprend un volet iné­dit dédié aux données que l’AODE peut exiger de son concessionnaire. Cette avancée améliore le contrôle de la concession mais permet également à la collectivité de récupérer des données indispensables pour offrir de nouveaux services aux habitants, notamment grâce au big data (massification et croisement de données). C’est pourquoi, une part décisive du travail d’adaptation du modèle de contrat de concession au contexte local devrait consister à définir le type de données souhaitées ainsi que leur niveau de détail, en y incorporant certaines informations sans utilité immédiate, dans la perspective de besoins futurs. Le concessionnaire ne pourra pas refuser de les fournir.

Jean-Philippe ARROUET le 26 juillet 2018 - n°1109 de La Lettre de l'Environnement Local des communes et des intercommunalités