CONVENTION DE CONCESSION POUR LE SERVICE PUBLIC

DU DEVELOPPEMENT ET DE L’EXPLOITATION DU RESEAU DE DISTRIBUTION D’ELECTRICITE ET DE LA FOURNITURE D'ENERGIE ELECTRIQUE AUX TARIFS REGLEMENTES DE VENTE

Entre les soussignés :

- Xx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxxxxx x’Xxxxxxx xx xx Xxxxx Xxxxxxx, autorité concédante du service public du développement et de l’exploitation du réseau de distribution d’électricité et de la fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés sur son territoire, représenté par son Président, M. Xxxxxx XXXXX, dûment habilité à cet effet par délibération du comité syndical du 27 mars 2018, domicilié 0 xxx xxx 0 Xxxxxxxx, XX 00000, 00000 XXXXXXXX Xxxxx 0,

désigné ci-après « l'autorité concédante », d’une part,

et, d’autre part,

- Enedis, gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité, société anonyme à directoire et à conseil de surveillance au capital social de 270 037 000 euros, dont le siège social est sis 00, xxxxx xxx Xxxxxxxx 00000 Xxxxx Xx Xxxxxxx, immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Nanterre sous le numéro 444 608 442, représentée par X.Xxxxx-Xxxxxxxx XXXXXX, Directeur Midi-Pyrénées Sud, agissant en vertu des délégations de pouvoirs qui lui ont été consenties le 1er juin 2017 par les membres du Directoire, faisant élection de domicile 0 xxx Xxxxx Xxxxxxxxxxx – XX 00000 00000 XXXXXXXX Xxxxx 0,

désignée ci-après « le concessionnaire », pour la mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’électricité, ou « le gestionnaire du réseau de distribution »,

- Electricité de France (EDF), société anonyme au capital de 1 463 719 402 euros ayant son siège social 00-00 xxxxxx xx Xxxxxx - 00000 Xxxxx, immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le numéro 000 000 000, représentée par M. Xxxxxx XXXXX Directeur EDF Commerce Sud-Ouest, élisant domicile, agissant en vertu de la délégation de pouvoirs qui lui a été consentie le 16/11/2015 par Jean-Xxxxxx XXXXXXX Directeur des Opérations et de la Performance d’EDF, faisant élection de domicile au 0 xxx Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, ACI B001 – Wood Park, 31096 TOULOUSE Cedex 1,

désignée ci-après « le concessionnaire », pour la mission de fourniture d’énergie électrique aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente, ou « le fournisseur aux tarifs réglementés de vente »,

Ci-après désigné(e)s ensemble par « les parties ».

E X P O S E

Le Syndicat Départemental d’Energie de la Haute Garonne (SDEHG) et Electricité de France ont signé le 23 juillet 1993, pour une durée de 25 ans, une convention de concession pour la distribution publique d’électricité sur le département de la Haute Garonne.

Depuis la date à laquelle cette convention précitée a été rendue exécutoire, de nombreuses dispositions législatives et réglementaires sont intervenues et ont modifié les activités objet de la présente convention.

A la date de la conclusion de la présente convention :

1. Le service public concédé distingue :

- une mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’électricité ;

- une mission de fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés de vente aux clients raccordés au réseau public de distribution.

2. Conformément aux articles L.111-52, L.121-4 et L.121-5 du code de l’énergie, ces missions sont assurées :

- par Enedis, pour la partie relative au développement et à l’exploitation du réseau public de distribution ;

- par EDF pour la partie relative à la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente aux clients raccordés au réseau public de distribution.

3. L’autorité concédante de la distribution publique d’électricité et de la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente négocie et conclut le contrat de concession et exerce le contrôle du bon accomplissement des missions de service public fixées par le cahier des charges de concession.

4. La mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution est financée par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité fixé par la Commission de régulation de l’énergie, en accord avec les orientations de politique énergétique définies par l’Etat, et sans préjudice des autres ressources financières prévues par les lois et règlements en vigueur. Ce tarif, unique sur l’ensemble du territoire national conformément au principe d’égalité de traitement inscrit dans le code de l’énergie, garantit une cohésion sociale et territoriale.

5. Les tarifs réglementés de vente d’électricité fixés nationalement par la Commission de régulation de l’énergie dans les conditions définies par le code de l’énergie financent la mission de fourniture d’électricité. Ces tarifs garantissent l‘égalité de traitement des clients et mettent en œuvre une péréquation tarifaire au profit de l’ensemble des concessions concourant ainsi à la cohésion sociale du pays.

6. L’alimentation en électricité de la concession est assurée par l’ensemble du système électrique national dans lequel l’offre et la demande sont ajustées à tout instant, en tenant compte des contributions locales à l’équilibre national. Le réseau public de distribution d’électricité qui dessert la concession est interconnecté avec ceux situés sur les territoires des concessions limitrophes.

7. En s’inscrivant dans un cadre régulé national et en tenant compte des caractéristiques spécifiques de la distribution et de la fourniture d’électricité et des missions objet de la présente convention, Enedis et EDF mobilisent au service de la concession, chacun pour ce qui le concerne, des moyens mutualisés à la maille la plus pertinente. Cette mutualisation est un atout pour la continuité et la qualité du service concédé et l’efficacité économique de sa gestion.

8. Le dispositif contractuel défini par la présente convention repose sur un modèle national de contrat de concession dont les orientations ont été définies de façon concertée entre la Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies (FNCCR), France urbaine, EDF et Enedis dans le cadre d’un Accord Cadre signé le 21 décembre 2017. Ce modèle propose un cadre cohérent avec les missions respectives des parties, y compris en ce qui concerne la répartition de la maîtrise d’ouvrage sur le réseau concédé, et équilibré quant aux droits et obligations de chacune d’entre elles.

Les parties inscrivent le service concédé, objet de la présente convention, dans le cadre national ainsi organisé. Elles affirment, en particulier, leur attachement à la péréquation tarifaire nationale et à la solidarité entre les territoires.

Les parties inscrivent également le service concédé dans le contexte territorial du périmètre de la concession, compte tenu de ses caractéristiques et de ses enjeux aussi bien pour les communes rurales que pour les communes urbaines.

Cela étant exposé, il a été convenu ce qui suit.

ARTICLE 1er – OBJET DE LA CONVENTION

L'autorité concédante concède, dans les conditions prévues par le code général des collectivités territoriales et par le code de l’énergie, au concessionnaire qui accepte, les missions de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’électricité et de fourniture d'énergie électrique aux tarifs réglementés de vente sur l'ensemble de son territoire, sans préjudice de l’exercice de la maîtrise d’ouvrage par l’autorité concédante, aux conditions du cahier des charges ci-après annexé (annexe B). Le territoire de la concession est défini à l'article 3 de la présente convention.

A compter de la date à laquelle le présent contrat de concession sera exécutoire, après accomplissement par l'autorité concédante des formalités nécessaires, celui-ci se substituera sur l’ensemble du territoire de la concession et dans l’ensemble de ses dispositions, y compris celles du cahier des charges ci -après annexé et des avenants ultérieurs, au contrat de concession précédemment attribué à Electricité de France, tel que mentionné dans l’exposé introductif de la présente convention.

Les commentaires figurant en italique et en retrait dans le cahier des charges annexé à la présente convention font partie de celui-ci ; cette disposition ne fait toutefois pas obstacle à ce que ces commentaires soient actualisés d’un commun accord en fonction de l'évolution de la législation ou de la réglementation sans qu'il soit nécessaire d'en prendre acte par voie d'avenant.

ARTICLE 2 – CLAUSE DE REVOYURE

Sans préjudice de la faculté de réviser ponctuellement les dispositions de la présente convention, les parties se rencontreront, en vue d'examiner l'opportunité d'adapter par avenant leur situation contractuelle à d'éventuelles modifications substantielles des éléments caractéristiques de la concession, dans les circonstances suivantes :

a) de manière systématique, tous les cinq ans ;

b) en cas d’évolution du périmètre géographique dans lequel l’autorité concédante exerce sa compétence sur la zone de desserte du concessionnaire, postérieurement à l’entrée en vigueur de la présente convention, afin d’envisager les conditions d’exécution des contrats en cours, notamment, le cas échéant, le regroupement de ces derniers en un contrat unique ;

c) en cas d’établissement d’un nouveau modèle de cahier des charges ;

d) en cas d’accord national entre la FNCCR, France urbaine et Enedis tel que visé à l’article 0 xx x’xxxxxx-xxxxx xxxxx xxxxx xx XXXXX, Xxxxxx urbaine, EDF et Enedis le 21 décembre 2017, afin d’examiner à la demande de l’une ou l’autre des parties l’opportunité de modifier en conséquence la liste des investissements éligibles aux termes I et C ou leurs modalités de prise en compte dans la part R2 de la redevance ;

e) dès lors que l’autorité concédante conserve à titre définitif tout ou partie des sommes déposées par le gestionnaire du réseau de distribution pour non réalisation d’investissements inscrits dans un programme pluriannuel, au titre de deux programmes consécutifs, pour réexaminer le pourcentage appliqué pour le calcul de ces sommes ;

f) en cas de réexamen au plan national par la FNCCR et Enedis du plafond de 6 kVA prévu pour la réalisation sous la maîtrise d’ouvrage de l’autorité concédante des extensions BT en zone d’électrification rurale pour le raccordement d’installations individuelles neuves comportant simultanément de la production et de la consommation d’électricité ou du plafond de 36 kVA prévu pour la réalisation sous la maîtrise d’ouvrage de l’autorité concédante des extensions BT pour le raccordement des bâtiments publics neufs accédant pour la première fois au réseau et comportant simultanément de la production d’électricité et de la consommation ;

g) en cas de changement de circonstances non envisagé lors de la conclusion du contrat impactant durablement et significativement l’une ou l’autre des parties.

En outre les parties se rencontreront en vue d’adapter par avenant leur situation contractuelle en cas de variation de plus de 20 % à compter de la date de signature du présent contrat :

o du volume des ventes aux tarifs réglementés effectuées auprès de l'ensemble des clients de la concession ;

o des quantités d’énergie livrée auprès de l'ensemble des clients de la concession ;

o du prix moyen de vente aux tarifs réglementés du kWh sur le territoire de la concession ;

o du niveau moyen du tarif d’utilisation du réseau public de distribution sur le territoire de la concession.

ARTICLE 3 – TERRITOIRE DE LA CONCESSION

A la date de signature de la présente convention, le territoire de la concession comprend les communes dont la liste figure en annexe A.

ARTICLE 4 – DROITS D’ENREGISTREMENT

La présente convention est dispensée des droits d'enregistrement. Ces droits, s'ils étaient perçus, seraient à la charge de celle des parties qui en aurait provoqué la perception.

Fait en quatre exemplaires, reliés par le procédé Assemblact RC, empêchant toute substitution ou addition et signés seulement à la dernière page de la convention,

A Toulouse,

Pour l'autorité concédante,

Pour le concessionnaire,

ANNEXE A

LISTE DES COMMUNES DE LA CONCESSION

Code insee	Commune
31001	XXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXX
00000	XXXXXX
00000	AMBAX
31008	ANAN
00000	XXXXXXXX-XX-XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXX
31012	ARBON
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	ARGUT-DESSOUS
00000	XXXXX
00000	XXXXXX-XXXXXXX
31019	XXXXXXX
00000	ASPET
00000	XXXXXX-XXXXXX
31022	XXXXXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXX-XXX-XXXXXXXXXX
31027	AURIBAIL
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XXXXXXXXX
31004	XXXXXXXXXXX
00000	XXXX
31039	BACHAS
31040	BACHOS
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX-XX-XXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXX

Code insee	Commune
31047	BAX
31048	XXXXXXX
00000	BAZUS
00000	XXXXXXXXXX
31051	BEAUFORT
31052	XXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXXX-XXXXX
31062	XXXXXXXXXXX
00000	BENQUE
00000	XXXXXX-XXXXXXX-XX-XXXXXX
31065	XXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXX-XXXXXXX
31068	XXXXXXXX
00000	BINOS
00000	XXXXXXX
31070	BLAJAN
31071	XXXX-XX-XX-XXXXXX
00000	BOISSEDE
31073	XXXXXXXXX
00000	BONREPOS-RIQUET
00000	XXXXXXXX-XXX-XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXX-XX-XXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXX-XXXXX
00000	XXXXX-X'XXXXX
00000	XXXXX-XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXX
31088	BRAX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXXXXXX
31094	XXXXX-XXX-XXXX
00000	CABANAC-CAZAUX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
31103	XXXXXX
00000	CAPENS
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
31117	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-X'XXXXXXXXXXXX
31119	XXXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	CASTERA-VIGNOLES
00000	XXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XX-XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
31127	CAUBOUS
00000	XXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXXX
31131	CAZAUNOUS
00000	XXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XX-XXXXXXXX
31134	XXXXXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX
00000	CESSALES
31138	XXXXXXX
00000	CHAUM
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXX-XX-XXXXXX
31143	XXXX-XX-XXXXXXX
00000	CIERP-GAUD
00000	XXXXXXXXXXXX
31146	CIRES
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX-XX-XXXX
00000	XXXXXXXXX
31150	CORNEBARRIEU
31151	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	COULADERE
00000	XXXXXX
31156	COX
00000	XXXXXXX
31158	XXXXXXX
00000	XXXX
00000	DEYME
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXX
31165	XXXXXX
00000	EMPEAUX
31167	XXXXXXXX-XXX-XXXXXXX
00000	EOUX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
31176	XXXXXXX
00000	XXX
00000	FABAS
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	FIGAROL
00000	XXXXXXXX
31185	FOLCARDE
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
31190	FOS
00000	XXXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
31195	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXXX
31199	XXXXXXX
00000	FRONTIGNAN-DE-COMMINGES
00000	XXXXXXXXXX-XXXXX
31202	FRONTON
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
31205	XXXXXX-XXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXX
00000	GALIE
00000	XXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXX
31211	XXXXXX
00000	GARIDECH
00000	XXXXX
00000	GAURE
31216	GEMIL
00000	XXXXX
00000	XXXXXX-XX-XXXXXXXX
31219	XXXXXX-XXX-XXXXXXX
00000	GIBEL
00000	XXXXXX-XX-XXXXXXXX
00000	XXXXXX-XX-XXXXXX
00000	XXXXXX
31224	XXXXXXX-XXXXXXXX
00000	GOUTEVERNISSE
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXX
31228	XXXXXXXXX
00000	GRATENS
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXX
31233	XXXXXXX
00000	GURAN
00000	XXXXXX
31237	HIS
31238	XXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXX-XX-X'XXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXX-XX-XXXXXX
00000	XXXXX-X'XXXXX
00000	XX XXXXXXXXXX-XXX-XXXX
31527	XX XXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XX XXXXXXXX-XXXXX-XXXXXX
31246	LABARTHE-INARD
00000	XXXXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXXXXXX-XXXXXXXX
31250	XXXXXXXXX-XXXXXXXX
00000	LABASTIDE-PAUMES
00000	XXXXXXXXX-XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXXXX-XXXX
00000	XXXXXXXXX-XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXX
31267	LAHITERE
00000	XXXXXXXX-XXXXXXXXX
31269	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	LANTA
31272	LAPEYRERE
00000	XXXXXXXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXX
00000	LATRAPE
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXXX-XXX-XXXX
31077	XX XXXX
00000	XX XXXXXXX
31097	LE CABANIAL
31120	XX XXXXXXX
00000	XX XXXXX
31179	LE FAGET
31181	XX XXXXX
00000	XX XXXXXXXXX
31198	LE FRECHET
31234	XX XXXX
00000	XX XXX-XXXXXXX
31425	XX XXXX
00000	XXXXXXXX
31290	LEGE
00000	XXXXXXXX
31556	LES XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	LESPITEAU
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XX-XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
31298	LEZ
00000	XXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXX
00000	X'XXXX-XX-XXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXXXXXX
31305	LOUDET
00000	XXXXXX
00000	X'XXXXX
31308	LUSCAN
31309	XXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
31315	MANE
31316	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	MARLIAC
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXXXXXXXX
31323	XXXXXXX-XX-XXXXXXX
00000	MASCARVILLE
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
31332	XXXXXXXXX
00000	MAUVEZIN
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXX-XXXXX
00000	XXXXXX
31338	XXXXXXXX
00000	MERENVIELLE
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
31346	XXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	MOLAS
00000	XXXXXXX
31349	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	MONES
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXX
31356	XXXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	MONTASTRUC-DE-SALIES
00000	XXXXXXXXXX-XX-XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXX
00000	XXXXXXXXX-XX-XXXXXX
31361	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	MONTBERNARD
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXX-XX-XXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXXXXX-XXXXXXXXX
31372	MONTESPAN
00000	XXXXXXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX-XXXXXXXXX
31375	XXXXXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX-XX-XXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
31388	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXX
00000	NOE
00000	XXXXXXX
31401	XXXXXXXXX
00000	ODARS
00000	XXXXX
31404	OO
31405	ORE
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
31410	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXX

Code insee	Commune
31418	XXX-XXXXX
00000	PINSAGUEL
00000	XXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX-XX-XXXXX
31426	XXXXXXX-XX-XXXXXXX
00000	XXXXXXX-XXXXX
00000	POLASTRON
31429	XXXXXXXXXXX
00000	PONLAT-TAILLEBOURG
00000	XXXXXX-X'XXXXX
00000	XXXXXX-XX-XXXXXX
31433	XXXXXX-XXX-XXXXXXX
00000	POUBEAU
00000	XXXXXXXXXXXX
31436	XXXX-XX-XXXXXX
00000	POUZE
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXX-XXXX
31447	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	REGADES
31450	XXXXXXXXXX
00000	REVEL
00000	XXXXXXXX
31453	XXXXXXXXX
00000	RIEUMES
00000	XXXXX-XXXXXXXXX
31456	RIOLAS
00000	XXXXXXXXX-XXX-XXXXXXX
31458	ROQUES
00000	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXX-XXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX
00000	XXXXX-XXXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX-XX-XXXXXXX
00000	XXXXXX-XXX-X'XXXXXXXXXXXX
31481	XXXXXX-XXX-XX-XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX-XX-XXXXXXX
00000	SAINT-ELIX-SEGLAN
00000	XXXXX-XXXXX-XXXXXXXXX
31479	XXXXX-XXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	SAINT-FRAJOU
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
31487	XXXXX-XXXXX
00000	SAINT-JEAN
00000	XXXXX-XXXX-XXXXX
00000	XXXXX-XXXX
00000	XXXXX-XXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX-XXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX
00000	XXXXX-XXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXX-XXX
00000	XXXXX-XXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX-X'XXXXX
00000	XXXXX-XXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXX-XX-X'XXXXX
00000	XXXXX-XX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXX-XX-XXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXX-XXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
31517	XXXXX-XXXXXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXX-XXXXXX
00000	XXXXX-XXXXXXX
00000	XXXXX
00000	XXXXXXX
31522	SALERM
00000	XXXXXX-XX-XXXXX
00000	XXXXXX-XX-XXXXXXXX
31525	XXXXXX-XXX-XXXXXXX
00000	SAMAN
00000	XXXXXXXXXX
31530	SANA
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXX-XX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
31541	XXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
31545	SEPX
31546	XXXXX
00000	XXXXXXX
31548	XXXXXX
00000	SODE
00000	XXXXXXX
31551	TARABEL
00000	XXXXXXXXXX
31553	THIL
00000	XXXXXXX
31557	XXXXXXXXXXXXX
00000	TOUTENS
00000	XXXXXXX-XX-XXXXXX
31560	XXXXXXX-XXX-XX-XXXXXX
00000	URAU
31563	XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX
00000	VALENTINE
00000	XXXXXXXX

Code insee	Commune
00000	XXXXXXXXXXXX
31568	XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	VAUX
00000	XXXXXXX
31572	VENERQUE
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXX
31575	XXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXXXX
00000	XXXXXXXXX

Code insee	Commune
31580	VILLATE
00000	XXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXX-XX-XXXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXX
00000	XXXXXXXX-XXX-XXXX
00000	XXXXXXXXXX-XX-XXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXX-XXXXXX
00000	XXXXXXXXXX-XXXXXXXX
00000	XXXXXXXXXXXXX

ANNEXE B

CAHIER DES CHARGES DE CONCESSION

et ses annexes

Cahier des charges de concession pour le service public

du développement et de l’exploitation du réseau public de distribution d’électricité et de la fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés de vente

Le présent document comporte, en italique et en retrait, les commentaires qu’appellent certaines des dispositions prévues.

Les textes cités en référence dans les commentaires sont ceux en vigueur à la date de signature du présent cahier des charges. Les commentaires ne comptent pas comme alinéas.

S O M M A I R E

CHAPITRE I DISPOSITIONS GENERALES 4

Article 1 — Service concédé 4

Article 2 — Ouvrages concédés 5

Article 3 — Utilisation des ouvrages de la concession 6

Article 4 — Redevances 7

Article 5 — Prestations exécutées par une partie pour l’autre 7

CHAPITRE II INVESTISSEMENTS AU BENEFICE DE LA CONCESSION 8

Article 6 — Raccordements au réseau concédé 8

Article 7 — Renforcements du réseau concédé 10

Article 8 — Intégration des ouvrages dans l’environnement 11

Article 9 — Modifications ou déplacements d’ouvrages 12

Article 10 — Autres travaux, exploitation, renouvellement et maintenance du réseau public de distribution d’électricité 13

Article 11 — Schéma directeur, programmes d’investissements et obligations financières du concessionnaire 14

Article 12 — Utilisation des voies publiques 18

Article 13 — Assiette des ouvrages de la concession 19

Article 14 — Conditions d’exécution des travaux 19

CHAPITRE III ENGAGEMENTS ENVIRONNEMENTAUX ET SOCIETAUX 22

Article 15 — Mise à disposition de données pour accompagner la transition énergétique 22

Article 16 — Insertion des énergies renouvelables 22

Article 17 — Etudes d’impact sur les réseaux 23

Article 18 — Aménagement de l’espace urbain 24

Article 19 — Infrastructures de recharge de véhicules électriques 24

Article 20 — Déploiement des compteurs communicants 25

Article 21 — Maîtrise de la demande en électricité 26

Article 22 — Lutte contre la précarité énergétique 27

Article 23 — Territoires à énergie positive 28

Article 24 — Service de flexibilité local 29

Article 25 — Réseaux électriques intelligents 29

Article 26 — Responsabilité sociale et environnementale 30

CHAPITRE IV CONDITIONS DE SERVICE AUX CLIENTS 31

Article 27 — Principes généraux 31

Article 28 — Obligations du gestionnaire du réseau de distribution et du fournisseur aux tarifs réglementés de vente 32

Article 29 — Branchements 35

Article 30 — Contribution des tiers aux frais des raccordements sous maîtrise d’ouvrage du gestionnaire du réseau de distribution 36

Article 31 — Installations intérieures - Postes de livraison et/ou de transformation 36

Article 32 — Surveillance du fonctionnement des installations des clients raccordées aux ouvrages concédés 37

Article 33 — Appareils de mesure et de contrôle 38

Article 34 — Vérification des appareils de mesure et de contrôle 40

Article 35 — Niveaux de qualité, nature et caractéristiques de l’énergie livrée 40

Article 36 — Continuité de service 42

Article 37 — Modification des caractéristiques de l’énergie livrée 43

Article 38 — Gestion de crise affectant le réseau 44

Article 39 — Conditions de service aux clients aux tarifs réglementés de vente d’électricité 44

Article 40 — Traitement des réclamations 47

CHAPITRE V TARIFICATION 49

Article 41 — Principes généraux régissant la tarification des fournitures aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente 49

Article 42 — Principes généraux régissant la tarification de l’utilisation du réseau public de distribution et les prestations annexes 50

CHAPITRE VI COMMUNICATION DES DONNEES RELATIVES A LA CONCESSION 51

Article 43 — Inventaire des ouvrages 51

Article 44 — Contrôle et compte-rendu annuel d’activité 52

Article 45 — Cartographie du réseau 54

Article 46 — Pénalités 54

Article 47 — Mise à disposition dématérialisée d’informations 55

CHAPITRE VII TERME DE LA CONCESSION 56

Article 48 — Durée de la concession 56

Article 49 — Renouvellement ou expiration de la concession 56

CHAPITRE VIII DISPOSITIONS DIVERSES 58

Article 50 — Conciliation et contestations 58

Article 51 — Impôts, taxes et contributions 58

Article 52 — Modalités d’application de la TVA 59

Article 53 — Agents du gestionnaire du réseau de distribution 60

Article 54 — Élection de domicile 60

Article 55 — Documents annexés au cahier des charges 60

CHAPITRE I DISPOSITIONS GENERALES

Article 1 — Service concédé

Le présent cahier des charges a pour objet la concession accordée par le Syndicat Départemental d’Energie de Haute Garonne (SDEHG), autorité concédante pour le service public du développement et de l’exploitation du réseau public de distribution d'énergie électrique et de la fourniture de cette énergie aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente.

La concession a pour périmètre les communes mentionnées en annexe A à la convention de concession.

La mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’énergie électrique consiste à assurer la desserte rationnelle du territoire national par les réseaux publics de distribution, dans le respect de l’environnement, et le cas échéant l’interconnexion avec les pays voisins, pour garantir la continuité du réseau, le raccordement ainsi que l’accès dans des conditions non discriminatoires aux réseaux publics de distribution.

 Le concessionnaire, en sa qualité de gestionnaire de réseau de distribution, exerce dans sa zone de desserte exclusive la mission ci-dessus pour laquelle il a été désigné par le législateur aux articles L. 111-52 et L. 121-4 du code de l’énergie. Il accomplit cette mission, telle que définie aux articles L. 322-8 et suivants du code précité, dans le respect des principes posés par son article L. 121-1. Il est notamment chargé de :

1° Définir et mettre en œuvre les politiques d'investissement et de développement des réseaux de distribution afin de permettre le raccordement des installations des consommateurs et des producteurs ainsi que l'interconnexion avec d'autres réseaux ;

2° Assurer la conception et la construction des ouvrages ainsi que la maîtrise d'œuvre des travaux relatifs à ces réseaux, en informant annuellement l'autorité organisatrice de la distribution de leur réalisation ;

3° Conclure et gérer les contrats de concession ;

4° Assurer, dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires, l'accès à ces réseaux ; 5° Fournir aux utilisateurs des réseaux les informations nécessaires à un accès efficace aux réseaux, sous réserve des informations protégées par des dispositions législatives ou réglementaires ;

6° Exploiter ces réseaux et en assurer l'entretien et la maintenance ;

7° Exercer les activités de comptage pour les utilisateurs raccordés à son réseau, en particulier la fourniture, la pose, le contrôle métrologique, l'entretien et le renouvellement des dispositifs de comptage et assurer la gestion des données et toutes missions afférentes à l'ensemble de ces activités ;

8° Mettre en œuvre des actions d'efficacité énergétique et favoriser l'insertion des énergies renouvelables sur le réseau ;

9° Contribuer au suivi des périmètres d'effacement mentionné à l'article L. 321 -15-1. A cette fin, le gestionnaire du réseau public de transport, les opérateurs d'effacement et les fournisseurs d'électricité lui transmettent toute information nécessaire à l'application du présent 9°. Ces informations sont considérées comme des informations commercialement sensibles, au sens de l'article L. 111-73, et sont traitées comme telles.

La mission de fourniture d’énergie électrique consiste à assurer aux clients raccordés au réseau de distribution d’énergie électrique qui en font la demande le bénéfice des tarifs réglementés de vente d’électricité, dans les conditions prévues par l’article L. 337-7 du code de l’énergie.

 La mission de fourniture, objet du présent contrat, correspond à celle qui est définie à l'article L. 121-5 du code de l’énergie et s’exerce dans le respect des principes posés par l’article L. 121-1 du même code.

Les missions susvisées comprennent également des actions qui concourent à la transition énergétique dans les conditions définies au chapitre III du présent cahier des charges.

Au sens du présent cahier des charges, le terme « concessionnaire » désigne respectivement :

- Enedis, concessionnaire pour la mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution, autrement désigné ci-après « le gestionnaire du réseau de distribution » ;

- EDF S.A., concessionnaire pour la mission de fourniture d’énergie électrique aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente, autrement désigné ci-après « le fournisseur aux tarifs réglementés de vente ».

Au titre du contrat de concession, l'autorité concédante garantit au gestionnaire du réseau de distribution le droit exclusif de développer et d'exploiter le réseau de distribution d'énergie électrique sur le territoire de la concession et à cette fin d'établir les ouvrages nécessaires.

 Cette garantie est sans préjudice des droits de l’autorité concédante tels que définis aux articles

L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales et L. 111-61 du code de l’énergie.

L’autorité concédante garantit également au fournisseur aux tarifs réglementés de vente le droit exclusif de fournir l’énergie électrique aux clients bénéficiant de ces tarifs.

Enedis et EDF S.A., pour leurs missions respectives, sont responsables du fonctionnement du service et le gèrent conformément au présent cahier des charges. Elles l'exploitent à leurs risques et périls. La responsabilité résultant de l'existence des ouvrages concédés et de leur exploitation incombe ainsi au gestionnaire du réseau de distribution.

 La responsabilité du gestionnaire du réseau de distribution et du fournisseur aux tarifs réglementés de vente vise tout à la fois celle qui relève de la compétence des juridictions judiciaires et celle qui relève de la compétence des juridictions administratives.

Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente perçoivent auprès des clients un prix destiné à les rémunérer au titre des obligations mises à leur charge.

 Le gestionnaire du réseau de distribution tient sa rémunération d’un tarif dont s’acquitte le client de telle sorte que, comme énoncé par l’article L. 341-2 du code de l’énergie, cette rémunération couvre l’ensemble des coûts effectivement supportés par le gestionnaire du réseau de distribution dans la mesure où ces derniers correspondent à une gestion efficace du réseau de distribution.

 Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente tient sa rémunération des tarifs réglementés de vente qui sont pris sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie conformément à l'article L. 337 -4 du code de l'énergie. Ces tarifs tiennent compte de l'addition du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale, conformément aux dispositions de l'article L. 337-6 du code de l'énergie.

L’exécution par le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente du service concédé dans les conditions fixées par le présent cahier des charges ne les prive pas de la possibilité de réaliser toute activité autorisée par leurs statuts dans le respect de la législation, de la règlementation en vigueur et des prérogatives de l’autorité concédante au titre du présent contrat.

Article 2 — Ouvrages concédés

Les ouvrages concédés comprennent l’ensemble des installations affectées à la distribution publique de l’énergie électrique existant au moment de la signature du présent contrat, dans le périmètre de la concession, ainsi que toutes celles de tension strictement inférieure à 50.000 volts, qui seront établies par le gestionnaire du réseau de distribution avec l’accord de l’autorité concédante ou par l’autorité concédante avec l’accord du gestionnaire du réseau de distribution.

Ils comprennent également les ouvrages de tension supérieure, existant à la date de publication de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, non exploités par RTE en tant que gestionnaire du réseau public de transport.

 Les ouvrages publics de distribution sont définis par le IV de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, dans sa rédaction issue de l’article 35 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004, la limite avec le réseau public de transport étant notamment déterminée par les articles

R. 321-1 à D. 321-9 du code de l’énergie.

Les ouvrages concédés comprennent aussi les branchements visés à l’article 29 du présent cahier des charges, les compteurs, ainsi que leurs accessoires et les concentrateurs de grappes de compteurs.

Conformément aux dispositions de l’article L. 322-4 du code de l’énergie, la partie des postes sources transformant la haute tension en moyenne tension et ses accessoires, intégrés au réseau public de distribution, constituent des ouvrages de ce réseau tels que définis par le présent cahier des charges et sont la propriété du gestionnaire du réseau de distribution. Celui-ci met à la disposition de la concession, jusqu’au terme du présent contrat, tout ou partie de ceux de ces ouvrages, existants ou à créer, qui contribuent à son alimentation, sous réserve des besoins des autres concessions et des utilisateurs des réseaux publics de distribution.

Les autres ouvrages du réseau public de distribution sont la propriété de l’autorité concédante de la distribution publique d’électricité.

Le périmètre de la concession ne fait pas obstacle à ce qu’interviennent des accords locaux, entre les collectivités concédantes et les concessionnaires concernés, relatifs aux cas de desserte aux frontières de la concession qui justifieraient économiquement l’établissement d’ouvrages franchissant les limites de la concession.

Les ouvrages concédés comprennent également, si de telles solutions sont conformes à l’intérêt général, les moyens de desserte décentralisés non connectés à l’ensemble du réseau, mis en œuvre en accord entre l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution dans les conditions précisées en annexe 1.

 Conformément à l’article L. 2224-33 du code général des collectivités territoriales, l’autorité concédante peut aménager, exploiter ou faire exploiter par le concessionnaire de la distribution d’électricité toute installation de production d’électricité de proximité d’une puissance inférieure à 1 mégawatt lorsque celle-ci est « de nature à éviter, dans de bonnes conditions économiques, de qualité, de sécurité et de sûreté de l’alimentation électrique, l’extension ou le renforcement des réseaux publics de distribution d’électricité relevant de l’autorité concédante ».

Les circuits aériens d’éclairage public, non électriquement ou non physiquement séparés des conducteurs du réseau de distribution, situés sur les supports de ce réseau et les circuits souterrains inclus dans les câbles dudit réseau, ainsi que les branchements qui en sont issus font également partie des ouvrages concédés. Leur maintenance est à la charge du gestionnaire du réseau de distribution ; leur renouvellement et leur renforcement sont à la charge de la collectivité intéressée.

 Lorsque les conducteurs d’éclairage public établis sur les supports du réseau concédé sont distincts (y compris le neutre) des conducteurs du réseau de distribution, ces circuits d’éclairage public ne font pas partie des ouvrages concédés tels que définis à l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales.

Les appareils d’éclairage public, ainsi que les lignes spéciales et les supports d’éclairage public indépendants du réseau de distribution publique, ne font pas partie des ouvrages concédés.

Article 3 — Utilisation des ouvrages de la concession

Le gestionnaire du réseau de distribution a seul le droit de faire usage des ouvrages de la concession, pour l’exercice de ses missions visées à l’article 1er du présent cahier des charges, sans préjudice des droits de l’autorité concédante et des exceptions mentionnées au présent article.

Il peut utiliser ces ouvrages pour raccorder les points de livraison des consommateurs et des producteurs, ainsi que pour acheminer l’énergie électrique en dehors du périmètre de la concession.

Est autorisée l’utilisation du réseau concédé ou l’installation, sur le réseau concédé, d’ouvrages pour d’autres services tels que les communications électroniques à la condition expresse qu’elle ne porte aucune atteinte au bon fonctionnement du service concédé. Cette autorisation fait l’objet de conventions conclues entre chacun des opérateurs des services concernés, l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution et fixant notamment le montant des indemnités versées au titre du droit d’usage.

 Ces conventions sont établies de préférence à partir de modèles élaborés au niveau national entre la Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies (FNCCR), le gestionnaire du réseau de distribution et l’opérateur ou l’organisme susceptible de le représenter au niveau national.

Le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante se coordonneront pour la mise en œuvre des dispositions prévues par le code des postes et communications électroniques en matière d’accueil des installations de communications électroniques lors de travaux sur le domaine public.

 Cette coordination s’inscrit dans le cadre des dispositions des articles L. 49 et D. 407-4 à 6 du code des postes et communications électroniques.

L’utilisation, pour l’éclairage public, des ouvrages du réseau concédé est gratuite pour l’autorité concédante.

 Lorsque l’autorité concédante est un groupement de communes, la gratuité de l’utilisation des ouvrages du réseau concédé est étendue à la commune ou à l’organisme de groupement ayant reçu, par délégation des communes intéressées, compétence pour l’éclairage public.

Article 4 — Redevances

A) En contrepartie des droits consentis et des charges effectivement supportées à titre définitif par l’autorité concédante, du fait du service public concédé, le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente versent à l’autorité concédante une redevance, déterminée comme indiqué dans l’annexe 1 au présent cahier des charges et financée par les recettes perçues auprès des clients.

B) Le gestionnaire du réseau de distribution s’acquitte auprès des collectivités gestionnaires de domaine public des redevances dues en raison de l’occupation du domaine public par les ouvrages de distribution d’électricité conformément aux dispositions prévues à cet effet par la législation en vigueur.

 Il s’agit des articles L. 2333-84 et R. 2333-105 et suivants du code général des collectivités territoriales, fixant le régime des redevances dues pour l’occupation du domaine public notamment par les ouvrages de transport et de distribution d’électricité.

Lorsqu’une partie du domaine public communal est mise à la disposition d’un établissement public de coopération intercommunale ou d’un syndicat mixte, dans les conditions fixées à l’article L. 1321 -2 du code général des collectivités territoriales, la redevance due pour l’occupation du domaine public est fixée dans les conditions définies par l’article R. 2333-106 dudit code et versée à chaque gestionnaire de domaine public concerné dès lors que ses droits à percevoir tout ou partie de ladite redevance sont fondés.

C) Les dispositions du présent article ne font pas obstacle à la participation du gestionnaire du réseau de distribution au financement de travaux contribuant à la politique d’intégration des ouvrages dans l’environnement définie à l’article 8 « Intégration des ouvrages dans l’environnement », ni au financement de travaux selon les conditions définies aux alinéas 2 et 3 de l’article 10 du présent cahier des charges ni, le cas échéant, au versement à l’autorité concédante de la part couverte par le tarif d’utilisation des réseaux publics (PCT) pour les raccordements réalisés sous la maîtrise d’ouvrage de cette dernière conformément aux dispositions de l’annexe 2bis au présent cahier des charges.

Article 5 — Prestations exécutées par une partie pour l’autre

Toute prestation de services, travaux ou fournitures ne faisant pas directement l’objet de la présente concession, consentie par le gestionnaire du réseau de distribution ou le fournisseur aux tarifs réglementés de vente à l’autorité concédante ou par l’autorité concédante au gestionnaire du réseau de distribution ou au fournisseur aux tarifs réglementés de vente, à la demande ou avec l’accord de l’autre partie, donne lieu à une convention particulière entre les deux parties.

 Lorsque la prestation fournie à l'autorité concédante par le concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, n’est pas rattachable à la mission qu’il assure au titre de ses droits exclusifs, la convention à intervenir doit être conclue dans le respect des dispositions applicables à la commande publique.

CHAPITRE II

INVESTISSEMENTS AU BENEFICE DE LA CONCESSION

Article 6 — Raccordements au réseau concédé

Sans préjudice de l’exercice de la maîtrise d’ouvrage par le concédant, le gestionnaire du réseau de distribution assure à tout demandeur l’accès au réseau concédé dans des conditions non discriminatoires, objectives et transparentes.

 Conformément à l’article L. 322-8 du code de l’énergie.

 L’article D. 342-15 du code de l’énergie et l’arrêté du 6 octobre 2006 fixent les prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement auxquelles doivent satisfaire les installations en vue de leur raccordement aux réseaux publics de distribution.

L’accès au réseau concédé peut être proposé à des demandeurs qui devraient être normalement raccordés au réseau public de transport, à la condition toutefois que ces raccordements ne portent aucune atteinte au bon fonctionnement du service concédé et répondent à l’ensemble des conditions imposées par le présent cahier des charges.

Le raccordement au réseau public comprend la création d’ouvrages de branchement en basse tension, d’ouvrages d’extension et le cas échéant le renforcement des réseaux existants. Au sens du présent article, le renforcement des réseaux existants correspond aux travaux rendus nécessaires par le nouveau raccordement, à l’exclusion de la résorption de contraintes électriques existantes qui est soumise aux stipulations de l’article 7 du présent cahier des charges.

Lorsque le raccordement est destiné à desservir une installation de production à partir de sources d'énergie renouvelable et s'inscrit dans le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables mentionné à l'article L. 321-7 du code de l’énergie, le raccordement comprend les ouvrages propres à l'installation ainsi qu'une quote-part des ouvrages créés en application de ce schéma.

 Le raccordement est défini à l’article L. 342-1 du code de l’énergie.

La consistance des ouvrages de branchement et d’extension est définie par voie réglementaire.

 La consistance des ouvrages de branchement et d’extension des raccordements aux réseaux publics d’électricité est précisée par les articles D. 342-1 et D. 342-2 du code de l’énergie :

« Le branchement est constitué des ouvrages basse tension situés à l'amont des bornes de sortie du disjoncteur ou, à défaut, de tout appareil de coupure équipant le point de raccordement d'un utilisateur au réseau public et à l'aval du point du réseau basse tension électriquement le plus proche permettant techniquement de desservir d'autres utilisateurs, matérialisé par un accessoire de dérivation.

Lorsque le raccordement dessert plusieurs utilisateurs à l'intérieur d'une construction, le branchement est constitué des ouvrages basse tension situés à l'amont des bornes de sortie des disjoncteurs ou, à défaut, des appareils de coupure équipant les points de raccordement de ces utilisateurs au réseau public et à l'aval du point du réseau basse tension électriquement le plus proche permettant techniquement de desservir d'autres utilisateurs, matérialisé par un accessoire de dérivation.

Le branchement inclut l'accessoire de dérivation ainsi que les installations de comptage. » (art.

D. 342-1 du code de l’énergie)

« L’extension est constituée des ouvrages, nouvellement créés ou créés en remplacement d’ouvrages existants dans le domaine de tension de raccordement et nouvellement créés dans le domaine de tension supérieur qui, à leur création, concourent à l'alimentation des installations du demandeur ou à l'évacuation de l'électricité produite par celles-ci, énumérés ci-dessous :

- canalisations électriques souterraines ou aériennes et leurs équipements terminaux lorsque, à leur création, elles ne concourent ni à l'alimentation ni à l'évacuation de l'électricité consommée ou produite par des installations autres que celles du demandeur du raccordement ;

- canalisations électriques souterraines ou aériennes, au niveau de tension de raccordement, nouvellement créées ou créées en remplacement, en parallèle d'une liaison

existante ou en coupure sur une liaison existante, ainsi que leurs équipements terminaux lorsque ces canalisations relient le site du demandeur du raccordement au(x) poste(s) de transformation vers un domaine de tension supérieur au domaine de tension de raccordement le(s) plus proche(s) ;

- jeux de barres HTB et HTA et tableaux BT ;

- transformateurs dont le niveau de tension aval est celui de la tension de raccordement, leurs équipements de protection ainsi que les ouvrages de génie civil.

Toutefois, les ouvrages de branchement mentionnés à l’article D. 342-1 du code de l’énergie ne font pas partie de l’extension.

Lorsque le raccordement s'effectue à une tension inférieure au domaine de tension de raccordement de référence, l'extension est également constituée des ouvrages nouvellement créés ou créés en remplacement des ouvrages existants dans le domaine de tension de raccordement de référence et reliant le site du demandeur au(x) poste(s) de transformation vers le domaine de tension supérieur au domaine de tension de raccordement de référence le(s) plus proche(s).

Lorsque le raccordement s'effectue au niveau de tension le plus élevé (HTB3), l'extension est également constituée des canalisations électriques souterraines ou aériennes, au niveau de tension de raccordement, créées en remplacement, en parallèle d'une liaison existante ou en coupure sur une liaison existante, ainsi que leurs équipements terminaux lorsque ces canalisations relient le site du demandeur du raccordement au(x) poste(s) d'interconnexion le(s) plus proche(s).

L'extension inclut les installations de comptage des utilisateurs raccordés dans le domaine de tension HTA. » (art. D. 342-2 du code de l’énergie).

Le mode d’alimentation – monophasé ou triphasé – est déterminé en fonction de la puissance à desservir au point de livraison donné, de la capacité d’accueil du réseau et dans le respect des dispositions du barème de facturation des raccordements.

Lorsqu’une opération de raccordement donnée incombant au gestionnaire du réseau de distribution nécessite un renforcement dont l’autorité concédante est maître d’ouvrage, celle-ci communique au gestionnaire du réseau de distribution les dates prévisionnelles de début et de fin des travaux correspondants afin que le gestionnaire du réseau de distribution puisse soumettre au demandeur des délais de réalisation respectant les prescriptions légales et réglementaires ainsi que celles de la Commission de régulation de l’énergie.

 Le taux de respect de la date de mise en service convenue avec certains clients fait l’objet de pénalités financières décidées par la Commission de régulation de l’énergie.

Pour les travaux de raccordement dont ils assurent la maîtrise d’ouvrage, l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution sont fondés à demander des contributions.

Dans ce cadre, les dispositions suivantes sont applicables :

1° Raccordement des installations sans production d’électricité

La maîtrise d’ouvrage des extensions et des branchements pour le raccordement des installations de consommation sans production d’électricité est répartie entre le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante conformément aux modalités définies à l’article 5 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

2° Raccordement des installations avec production d’électricité

La maîtrise d’ouvrage des raccordements des installations avec production d’électricité est assurée par le gestionnaire du réseau de distribution sur l’ensemble du territoire de la concession.

Pour autant, l’autorité concédante, en zone d’électrification rurale, a la faculté d’exercer, si elle le souhaite, et dans les conditions définies à l’article 5 de l’annexe 1 au présent cahier des charges, la maîtrise d’ouvrage des extensions BT pour le raccordement des installations individuelles neuves, accédant pour la première fois au réseau, qui comportent simultanément de la production d’électricité pour une puissance inférieure ou égale à 6 kVA et de la consommation, ainsi que les extensions BT pour le raccordement des bâtiments publics neufs accédant pour la première fois au réseau et comportant simultanément de la production d’électricité pour une puissance inférieure ou égale à 36 kVA et de la consommation.

Dans le cas de ces derniers bâtiments, l’autorité concédante maître d’ouvrage des travaux, se rapproche du gestionnaire du réseau de distribution afin de déterminer si une étude technique est nécessaire. Celle-ci est alors réalisée par le gestionnaire du réseau de distribution pour définir l’opération de raccordement de référence, telle que mentionnée au A) de l’article 30 du présent contrat.

 Pour la mise en œuvre des deux alinéas précédents, la FNCCR et le gestionnaire du réseau de distribution préciseront au préalable dans un accord cadre national les modalités pratiques de gestion commune du processus de raccordement : accueil des demandes, prise en compte des obligations réglementaires associées à l’obligation d’achat et à la gestion de la file d’attente, modalités de réalisation des études, responsabilités respectives tout au long du processus de raccordement.

 Les seuils de 6 kVA et de 36 kVA mentionnés ci-dessus pourront faire l’objet d’un réexamen conduit au plan national entre la FNCCR et le gestionnaire du réseau de distribution en fonction du retour d’expérience technique (par exemple, la répartition des raccordements par niveau de puissance) et juridique.

 Les articles du chapitre II du titre IV du livre III de la partie réglementaire du code de l’énergie fixent les conditions de réalisation des travaux de raccordement par le producteur.

 L’arrêté du 23 avril 2008 pris pour application des dispositions réglementaires susmentionnées fixe les prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le raccordement à un réseau public de distribution d'électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une installation de production d'énergie électrique.

Tout raccordement des installations de production au réseau public de distribution doit normalement s’opérer directement sur ce dernier. Un raccordement indirect d’une installation de production sur une installation de production et/ou de consommation déjà raccordée au réseau public de distribution demeure toutefois possible dès lors que sont respectées l’ensemble des conditions prévues par la loi et par la Documentation Technique de Référence élaborée par le gestionnaire du réseau de distribution et sans que le raccordement indirect ne puisse en aucun cas provoquer pour le réseau des risques techniques supérieurs à ceux rencontrés pour un raccordement direct.

 Établie conformément à la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 7 avril 2004 sur la mise en place des référentiels techniques des gestionnaires de réseaux publics d’électricité, la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau présente les dispositions réglementaires et les règles techniques sur lesquelles sont établies les relations avec les utilisateurs du réseau public de distribution d’électricité. Elle répertorie les méthodes de calcul, décrit les schémas électriques types en usage, précise les choix industriels du gestionnaire de réseau, présente les modèles de documents contractuels et décrit les informations à échanger entre le gestionnaire de réseau et les utilisateurs du réseau.

Le gestionnaire du réseau de distribution peut, dans les conditions précisées à l’article 2 du présent cahier des charges, proposer aux nouveaux clients, demandeurs d’un raccordement au réseau concédé, des modes de desserte sans connexion au réseau existant.

Article 7 — Renforcements du réseau concédé

On appelle renforcement du réseau concédé toute modification des ouvrages du réseau nécessitée par l’accroissement général des quantités d’énergie acheminées, par l’amélioration de la qualité de service, par la résorption des contraintes électriques existantes, laquelle peut notamment concourir à l’amélioration de l’efficacité énergétique du réseau. Cette modification peut constituer la phase préalable d’une opération de raccordement définie à l’article 6 ci-dessus. Dans ce cas, chaque partie supporte le coût des renforcements relevant de sa maîtrise d’ouvrage.

Le gestionnaire du réseau de distribution est maître d’ouvrage des renforcements de toutes les canalisations à haute tension du réseau concédé dans les conditions définies à l’article 5 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

La maîtrise d’ouvrage des renforcements des postes de transformation et des canalisations à basse tension est répartie entre l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution dans les conditions définies à l’article 5 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

Lorsque l’autorité concédante est maître d’ouvrage des travaux de renforcement des canalisations à basse tension et que ce renforcement conduit au remplacement ou à la création d’un poste de transformation, les travaux comprennent en tant que de besoin le raccordement de ce poste en basse et en haute tension.

Dans la partie du réseau concédé dont le gestionnaire du réseau de distribution est maître d’ouvrage des renforcements, dans le cadre des dispositions prévues aux articles 11 et 35 ci-après, l’annexe 2 au présent cahier des charges peut préciser, dans le respect des dispositions réglementaires prises en application de l’article L. 322-12 du code de l’énergie, les niveaux de qualité et les délais dans lesquels certaines valeurs devront être atteintes.

 Les articles D. 322-1 et suivants du code de l’énergie et l’arrêté du 24 décembre 2007, pris en application de l’article D. 322-2 du code de l’énergie, fixent les niveaux de qualité et les prescriptions techniques en la matière que doivent respecter les gestionnaires de réseaux publics de distribution.

L’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution peuvent au surplus identifier conjointement sur le territoire de la concession des zones de qualité renforcée, limitées géographiquement.

Pour chacune de ces zones, une convention fixe les objectifs à atteindre en matière de qualité et les modalités techniques et financières d’exécution des travaux, y compris, le cas échéant, la participation financière des parties à cette convention.

Les investissements à réaliser dans ces zones sont identifiés dans le programme pluriannuel 1. Ils ne peuvent donner lieu à l’application du 4° de l’article 11 du présent cahier des charges.

Article 8 — Intégration des ouvrages dans l’environnement

A) Travaux sous maîtrise d’ouvrage du concédant

Afin de participer au financement de travaux dont l’autorité concédante est maître d’ouvrage et destinés à améliorer la qualité de la distribution et l’intégration des ouvrages de la concession dans l’environnement, le gestionnaire du réseau de distribution verse à l’autorité concédante une participation annuelle calculée selon les modalités indiquées à l’article 4 de l’annexe 1 au présent cahier des charges, tenant compte de l’apport de ces travaux à la sécurisation des réseaux.

Le produit de cette participation entre dans le financement du coût hors TVA des travaux ainsi réalisés pour un pourcentage inférieur ou égal au taux indiqué à l’article 4 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

B) Travaux sous maîtrise d’ouvrage du gestionnaire du réseau de distribution

Pour une amélioration de l’insertion des ouvrages de la concession dans l’environnement, le gestionnaire du réseau de distribution se conforme aux dispositions suivantes pour les travaux, autres que ceux visés au A), dont il est maître d’ouvrage et dont il assume le financement, intégralement ou en complément des contributions définies à l’article 30 du présent cahier des charges.

A l’intérieur du périmètre défini en annexe 1 au présent cahier des charges, autour des immeubles classés comme monuments historiques ou inscrits à l’inventaire supplémentaire, ainsi que dans les sites classés ou inscrits, les nouvelles canalisations seront souterraines, ou posées suivant la technique des réseaux sur façades d’immeubles ou toute autre technique appropriée.

 Les immeubles sont classés comme monuments historiques ou inscrits à l’inventaire supplémentaire des monuments historiques dans les conditions précisées par le code du patrimoine (art. L. 621-1 et suivants). Le classement des monuments naturels et des sites est réalisé conformément aux dispositions du code de l’environnement (art. L. 341-1 et suivants).

En agglomération et en dehors des zones définies au 2ème alinéa du B) du présent article, les nouvelles canalisations seront souterraines, ou posées suivant la technique des réseaux sur façades d’immeubles ou toute autre technique appropriée, selon un pourcentage minimal de la longueur totale construite par le gestionnaire du réseau de distribution dans la zone faisant l’objet du présent alinéa. Ce pourcentage minimal est défini en annexe 1 au présent cahier des charges pour l’ensemble de la concession.

 Sauf disposition contraire convenue à l’annexe 1, on entend, par agglomération, conformément aux dispositions de l’article R. 110-2 du code de la route : « un espace sur lequel sont groupés des immeubles bâtis rapprochés et dont l’entrée et la sortie sont signalées par des panneaux placés à cet effet le long de la route qui le traverse ou qui le borde ».

Hors agglomération et en dehors des zones définies au 2ème alinéa du B) du présent article, les nouvelles canalisations seront souterraines ou posées suivant la technique des réseaux sur façades d’immeubles ou toute autre technique appropriée, selon un pourcentage minimal de la longueur totale construite par le gestionnaire du réseau de distribution dans la zone faisant l’objet du présent alinéa. Ce

1 Dans ce cas, l’annexe 2 sera adaptée pour en tenir compte.

pourcentage minimal est défini en annexe 1 au présent cahier des charges pour l’ensemble de la concession.

En outre, toute nouvelle canalisation dont la construction pourrait entraîner des abattages d’arbres préjudiciables à l’environnement sera réalisée, soit en souterrain, soit en câble aérien isolé, dans la mesure permise par la prise en considération du coût de ces techniques.

Les emplacements, les formes, les matériaux et les couleurs de tout nouveau bâtiment ou enveloppe préfabriquée faisant partie de la concession et dont le gestionnaire du réseau de distribution est maître d’ouvrage seront choisis en accord entre le gestionnaire du réseau de distribution et les autorités compétentes, de manière à obtenir une juste adéquation entre leur coût et leur bonne intégration dans l’environnement.

Article 9 — Modifications ou déplacements d’ouvrages

A) Modifications ou déplacements d’ouvrages sur le domaine public occupé

Le gestionnaire du réseau de distribution opère à ses frais et sans droit à indemnité la modification ou le déplacement d’un ouvrage implanté sur le domaine public lorsque le gestionnaire de ce dernier en fait la demande dans l’intérêt du domaine public occupé.

 Conformément aux dispositions de l’article R. 323-39 du code de l’énergie.

De même, le gestionnaire du réseau de distribution doit déplacer, à ses frais, ses installations ou ouvrages situés sur le domaine public routier lorsque leur présence fait courir aux usagers un risque dont la réalité a été établie.

 Les cas et conditions dans lesquels le gestionnaire du réseau de distribution déplace les ouvrages sont fixés aux articles L. 113-3 et R. 113-11 du code de la voirie routière.

Lorsque la demande n’est pas motivée par l’intérêt du domaine public occupé ou l’intérêt de la sécurité routière, le demandeur supporte les frais qui en résultent.

B) Modifications ou déplacements d’ouvrages situés sur des propriétés privées rendus nécessaires par l’exécution de travaux privés

1. Modifications ou déplacements des lignes électriques et de leurs accessoires

Conformément aux dispositions des articles L. 323-5 et L. 323-6 du code de l’énergie, l’exercice des servitudes qui permettent au gestionnaire du réseau de distribution d’implanter un ouvrage sur un terrain privé n’entraîne aucune dépossession pour le propriétaire : celui-ci peut, selon le cas, démolir, réparer, surélever, se clore, bâtir, le déplacement d’ouvrage correspondant étant assuré aux frais du gestionnaire du réseau de distribution.

Il en est de même pour les ouvrages desservant un client se situant seul en extrémité de ligne, y compris l'élément terminal de celle-ci si le gestionnaire du réseau de distribution considère que celui-ci est susceptible de constituer le point de départ d'une nouvelle extension.

Le propriétaire peut toutefois renoncer à tout ou partie des droits visés aux alinéas précédents dans le cadre de conventions de servitude conclues avec le gestionnaire du réseau de distribution ou l’autorité concédante qui l’informent préalablement de l’étendue des droits précités. Ces conventions peuvent prévoir, notamment, l’intangibilité des ouvrages concernés.

2. Modifications ou déplacements de postes de transformation

Le gestionnaire du réseau de distribution n’est tenu de modifier les postes de transformation établis dans des terrains ou locaux pris en location ou mis à disposition par des tiers, conformément à l’article 13 du présent cahier des charges, que pour les motifs et dans les conditions stipulés par les baux et conventions constitutives de droits réels correspondants. Les conventions précitées pourront notamment prévoir l’intangibilité des ouvrages concernés.

Sauf stipulation contraire de ces baux et de ces conventions, le gestionnaire du réseau de distribution perçoit des propriétaires concernés, lorsqu’ils sont les demandeurs de ces travaux, une indemnité égale au montant intégral des frais rendus nécessaires par ces opérations. Les baux ou conventions mentionnés à l’article 13 du présent cahier des charges conclus avec les propriétaires concernés comporteront une stipulation en ce sens.

C) Modifications ou déplacements d’ouvrages rendus nécessaires par l’exécution de travaux publics

1. Cas général

Les déplacements ou modifications d’ouvrages, implantés ou non sur le domaine public, motivés par l’exécution de travaux publics, sont réalisés par le gestionnaire du réseau de distribution après accord avec le demandeur et aux frais de ce dernier.

En tant que de besoin, le préfet peut, par une décision motivée, prescrire ce déplacement ou cette modification, lorsque cette opération est rendue nécessaire par l’exécution de travaux publics, sans qu’il en résulte aucun frais pour le gestionnaire du réseau de distribution.

 Conformément à l’article R. 323-39 du code de l’énergie

2. Ouvrages établis sur des terrains privés et acquis par les collectivités

Les frais de modification des ouvrages concédés, établis sur des terrains privés acquis par une collectivité, lorsque cette modification est nécessitée par l’exécution de travaux publics, sont partagés par moitié entre le gestionnaire du réseau de distribution et la collectivité, sous réserve des conditions suivantes :

- L’ouvrage à modifier doit avoir été établi sur un terrain privé - puis acquis, d’une manière ou d’une autre, par une commune ou un établissement public communal ou intercommunal - au moyen des servitudes instituées par les articles L. 323-4 et suivants du code de l’énergie ou d’une convention n’attribuant pas au gestionnaire du réseau de distribution plus de droits que ne lui en confère ledit article, et n’entraînant aucune dépossession.

La modification à frais communs ne peut donc être requise que lorsque la collectivité concernée, bien qu’effectuant des travaux publics, entend se prévaloir des droits de démolir, réparer, surélever, se clore ou bâtir, qui sont réservés au propriétaire par l’article L. 323-6 du code de l’énergie.

- La modification de l’ouvrage doit être nécessaire, la présence de celui-ci constituant un obstacle dirimant à l’opération entreprise.

- Il y a lieu à partage par moitié des frais de modification de l’ouvrage dans les cas où le gestionnaire du réseau de distribution aurait pu, lorsqu’il l’a implanté, envisager raisonnablement l’éventualité des réalisations nécessitant cette modification. Il en va ainsi par exemple : de la construction d’un bâtiment public par une collectivité membre de l’autorité concédante, d’un terrain de sports, de l’aménagement de voies existantes, etc. Il en va différemment des opérations d’urbanisme d’ensemble telles que : l’aménagement urbain, la rénovation urbaine, l’aménagement de zones, la construction de voies affectées à la circulation, etc.

Quant aux lotissements publics communaux, ils entrent dans le cadre du partage par moitié des frais lorsque leur importance n’atteint pas celle d’une zone d’aménagement concerté c’est -à-dire, en principe, lorsqu’ils se limitent à une création de moins de 50 logements augmentés de 10 logements par hectare au- delà de 1 hectare. Pour des réalisations plus importantes, un accord particulier sera recherché entre le gestionnaire du réseau de distribution et la collectivité.

 Les dispositions de ce paragraphe reprennent celles du protocole d’accord intervenu en 1969 entre la FNCCR et Electricité de France.

Article 10 — Autres travaux, exploitation, renouvellement et maintenance du réseau public de distribution d’électricité

L’exploitation des ouvrages de la concession est assurée par le gestionnaire du réseau de distribution, à ses frais et sous sa responsabilité. Ainsi, les travaux de maintenance, y compris ceux d’élagage, et ceux de renouvellement, nécessaires au maintien du réseau en bon état de fonctionnement, ainsi que les travaux de mise en conformité des ouvrages avec les règlements techniques et administratifs, sont réalisés et financés par le gestionnaire du réseau de distribution.

 Les réseaux doivent être construits conformément aux dispositions de l’arrêté relatif aux conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions d’énergie électrique en vigueur au moment de cette construction. Il s’agit actuellement de l’arrêté du 17 mai 2001 modifié par les arrêtés des 26 avril 2002, 10 mai 2006 et 26 janvier 2007.

A moins de nécessité de caractère urgent, les ouvrages existants ne sont à rendre conformes aux dispositions du dernier arrêté technique en date qu’au fur et à mesure des travaux de renouvellement ou des modifications importantes, ainsi que cela est précisé dans chaque arrêté technique.

Lorsque des branchages débordent sur le domaine public et sont susceptibles de causer des dommages au réseau concédé, l’exécution des travaux d’élagage pourra être demandée par le gestionnaire du domaine à l’autorité concédante. Celle-ci pourra se tourner vers le gestionnaire du réseau de distribution afin qu’il procède aux opérations nécessaires. En pareil cas, les frais correspondants seront supportés par le ou les propriétaires concernés.

Cette disposition ne fait pas obstacle à ce que l’autorité concédante soit maître d’ouvrage de certains travaux de renouvellement lorsqu’ils sont contenus dans des travaux dont elle assure la maîtrise d’ouvrage conformément à l’article 5 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

Ceux de ces travaux qui sont engagés avec l’accord exprès du gestionnaire du réseau de distribution et ont pour effet d’accélérer le renouvellement d’ouvrages de basse tension, tel que prévu au premier alinéa du présent article, peuvent donner lieu au versement de contributions par ledit gestionnaire lorsque les conditions suivantes se trouvent réunies :

- les travaux considérés se situent dans les zones géographiques en écart mentionnées à l’article 2 de l’annexe 2 au présent cahier des charges,

- les ouvrages à remplacer présentent une fiabilité en écart important par rapport à celle d’ouvrages récents ou doivent être reconstruits par suite d’un aléa climatique,

- leur réalisation ne bénéficie d’aucune autre aide, contribution ou participation versée à cet effet par ce gestionnaire ou par un tiers.

En cas d’accord, le gestionnaire du réseau de distribution participe à raison de 20 % du coût hors TVA au financement des travaux ainsi réalisés sous la maîtrise d’ouvrage de l’autorité concédante2. Le montant et les modalités de versement de ces contributions sont convenus dans les programmes pluriannuels d’investissement établis en application de l’article 11 ci-après.

 Les contributions ci-dessus correspondent à celles mentionnées au 1° de l’article L. 341-2 du code de l’énergie.

Article 11 — Schéma directeur, programmes d’investissements et obligations financières du concessionnaire

A) Schéma directeur et programmes d’investissements

En vue d’assurer la bonne exécution du service public et ce dans le respect des principes fixés par le législateur, notamment aux articles L. 121-1 et L. 322-8 du code de l’énergie, le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante conviennent d’établir, de façon concertée, un dispositif de gouvernance des investissements sur le réseau sur le territoire de la concession, incluant le renouvellement des ouvrages. Ce dispositif repose sur les principes ci-après énoncés et se décline comme suit :

- un schéma directeur d’investissements sur le réseau public de distribution d’électricité correspondant à une vision de long terme des évolutions du réseau sur le territoire de la concession (désigné ci-après « schéma directeur ») ;

- des programmes pluriannuels d’investissements correspondant à une déclinaison à moyen terme du schéma directeur (désignés ci-après « programmes pluriannuels ») ;

- un programme annuel des investissements respectifs du gestionnaire du réseau de distribution et de l’autorité concédante en déclinaison de chacun des programmes pluriannuels (désigné ci-après

« programme annuel »).

La mise en œuvre des dispositions du présent article tient notamment compte des orientations nationales et régionales définies par les pouvoirs publics en matière d’investissement, de qualité d’alimentation et du service, d’efficacité énergétique, de développement des énergies renouvelables et d’aménagement du territoire, en particulier de celles fixées par les schémas de planification réglementaires

2 La part du coût hors TVA de ces travaux non couverte par la contribution du gestionnaire du réseau de distribution est prise en compte dans le terme B de la part R2 de la redevance de concession conformément à l’annexe 1 au présent cahier des charges.

applicables sur le territoire de la concession, ainsi que des ressources financières résultant des décisions tarifaires.

 Les orientations nationales visées sont notamment celles issues de la programmation pluriannuelle de l’énergie prévue à l’article L. 141-1 du code de l’énergie. Elles peuvent également résulter des objectifs fixés par les pouvoirs publics en matière de déploiement des dispositifs de charge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables.

 A la date de signature du présent contrat, les schémas de planification mentionnés ci-dessus sont notamment les schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE), les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR), les plans climat-air-énergie intéressant le territoire de la concession.

1° Schéma directeur

Le schéma directeur, objet de l’annexe 2 au présent cahier des charges, porte sur les priorités d’investissements respectives du gestionnaire du réseau de distribution et de l’autorité concédante dans le respect de la répartition de la maîtrise d’ouvrage des travaux définie par le présent cahier des charges. Il couvre la durée de la concession fixée à l’article 48 du présent cahier des charges.

Etabli à partir de données historiques et d’un diagnostic technique du réseau partagé entre le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante selon les modalités prévues à l’annexe 2 au présent cahier des charges, le schéma directeur décrit les principales évolutions du réseau projetées sur le territoire de la concession, notamment : pour répondre aux besoins de renouvellement des ouvrages et de développement du réseau, pour permettre d’accueillir des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables et pour assurer la sécurisation du réseau. Il ne préjuge pas des investissements liés aux opérations de raccordement.

Le schéma directeur définit des valeurs repères3 en termes de niveaux de qualité d’alimentation et de fiabilisation des ouvrages, qui orienteront les choix d’investissements.

Le schéma directeur est établi en cohérence avec les investissements envisagés sur le réseau public de distribution dans les concessions limitrophes desservies par le gestionnaire du réseau de distribution.

Le schéma directeur propose une vision technique à moyen ou long terme, de ce fait non valorisée en unité monétaire, des évolutions envisagées sur le réseau.

Il est mis à jour de façon concertée entre les parties en cas d’évolution significative affectant les conditions techniques et économiques de la distribution publique d’électricité sur la concession. Il peut également être mis à jour, en tant que de besoin, pour tenir compte de la mise en œuvre des programmes pluriannuel d’investissements.

2° Programmes pluriannuels (établissement)

Pour la mise en œuvre du schéma directeur, le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante élaborent de façon concertée des programmes, détaillés par finalités des investissements de chaque maître d’ouvrage, y compris le renouvellement des ouvrages, par période de 4 ans4, dits programmes pluriannuels, jusqu’au terme normal de la concession et dans les conditions précisées en annexe 2 au présent cahier des charges.

 Les programmes d’investissements distingueront en particulier les finalités suivantes :

 les investissements pour l’amélioration du réseau et de sa gestion :

- la performance du réseau, notamment en matière de qualité d’alimentation, dont : les besoins en renouvellement et renforcement au sens du présent cahier des charges, la modernisation des ouvrages, des moyens de comptage et de relève, l’insensibilisation aux aléas climatiques, les actes de maintenance importants;

- les exigences environnementales ;

- les obligations réglementaires, en particulier celles liées à la sécurité des tiers, et les modifications d’ouvrages à la demande de tiers.

 les opérations de raccordement des consommateurs et des producteurs ou encore d’aménagement du réseau en accompagnement de projets des collectivités.

3 A adapter selon le type de territoire

4 Quatre ou cinq ans selon la durée de la concession.

Les opérations d’investissements dans les postes sources concourant à l’alimentation de la concession seront identifiées dans les programmes distinctement.

Les programmes pluriannuels sont notamment établis à partir d’un diagnostic technique du réseau, partagé entre le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante et annexés au présent cahier des charges. Leur établissement tient compte en particulier des orientations et des valeurs repères en matière de niveaux de qualité définies dans le schéma directeur.

Chaque programme pluriannuel comporte des objectifs précis par finalités portant sur une sélection d’investissements quantifiés et localisés. Ces investissements sont exprimés en quantités par catégorie d’ouvrages (linéaires HTA, BT, ...) ou pour des opérations de développement ou d’aménagement décidées à la date d’établissement du programme, en ouvrages à mettre en service. Dans les cas prévus aux alinéas 6 et suivants de l’article 7 du présent cahier des charges, le programme pluriannuel peut identifier des zones géographiques du territoire de la concession dont l’alimentation devra être fiabilisée, sécurisée ou adaptée aux particularités de ces zones5.

Ces investissements feront l’objet d’une évaluation financière tenant compte du montant des éventuelles contributions du gestionnaire du réseau de distribution convenues dans ce programme en application de l’article 10 du présent cahier des charges.

Une part du montant des investissements de chaque maître d’ouvrage dans le cadre de chaque programme sera dédiée à la sécurisation du réseau et à l’amélioration de la qualité. Cette part sera définie dans l’annexe 2 au présent cahier des charges.

Le schéma directeur et les programmes pluriannuels d’investissement sont présentés conjointement par le Président de l’autorité concédante et par le gestionnaire du réseau de distribution, chacun pour ce qui le concerne, pour information à l’organe délibérant de l’autorité concédante.

3° Programmes pluriannuels (mise en œuvre annuelle, bilan et évaluation)

Chaque programme pluriannuel est décliné en programmes annuels. Ces programmes annuels sont inclus dans les programmes prévisionnels présentés dans les conférences départementales prévues par l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales.

 L’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales dispose que « Chaque organisme de distribution d'électricité et de gaz transmet à chacune des autorités concédantes précitées un compte rendu de la politique d'investissement et de développement des réseaux prévue au 1° du II de l'article 13 de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières. Sur la base de ce compte rendu, les autorités organisatrices établissent un bilan détaillé de la mise en œuvre du programme prévisionnel de tous les investissements envisagés sur le réseau de distribution. Ce programme prévisionnel, qui précise notamment le montant et la localisation des travaux, est élaboré à l'occasion d'une conférence départementale réunie sous l'égide du préfet et transmis à chacune des autorités concédantes. »

Le gestionnaire du réseau de distribution communique à l’autorité concédante le compte-rendu du programme de travaux de l’année précédente sous sa maîtrise d’ouvrage et la liste des opérations réalisées sur le territoire de la concession en précisant leur localisation, leur descripti f succinct, le montant des travaux selon les modalités convenues à l’annexe 2.

L’autorité concédante communique au gestionnaire du réseau de distribution une copie de l’état prévisionnel de ses projets de travaux transmis au CAS FACE, conformément au décret du 14 janvier 2013 relatif aux aides pour l’électrification rurale.

La réalisation de chaque programme pluriannuel et son efficacité sont mesurées, respectivement, par des indicateurs de suivi et par des indicateurs d’évaluation, définis en concertation lors de l’établissement du programme. Un point d’avancement du programme pluriannuel est réalisé entre l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution, au minimum à l’occasion de la préparation des conférences précitées.

Chacun de ces programmes pluriannuels figurant successivement en annexe au présent cahier des charges est actualisé en tant que de besoin, à l’initiative de l’autorité concédante ou du gestionnaire du réseau de distribution, après concertation entre les parties, afin de tenir compte de l’évolution des

5 Avec, dans ces zones localisées de la concession, la possibilité d’introduire des engagements sur un niveau de qualité à atteindre à l’issue du programme pluriannuel (sous la forme d’indicateurs ciblés d’amélioration de la qualité à l’échelle de ces zones).

orientations en matière d’investissements et de ressources financières de chacun, telle que de nouvelles exigences réglementaires affectant les conditions de réalisation des ouvrages, ou de variations significatives en matière de travaux de raccordement, notamment liés à l’insertion des énergies renouvelables sur le réseau et des infrastructures de recharge pour véhicules électriques, et en particulier pour le gestionnaire du réseau de distribution en cas d’évolution des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution.

A l’issue de chaque programme pluriannuel, les parties se rapprochent pour établir le bilan des investissements effectivement réalisés, en particulier au regard des engagements visés aux troisième et cinquième alinéas du 2° du présent article. Sur la base de ce bilan notamment, les parties conviennent du programme pluriannuel d’investissements suivant.

Une coordination avec les gestionnaires des domaines publics et privés est recherchée par les parties afin de faciliter la réalisation des travaux afférents à chaque programme pluriannuel.

Les programmes pluriannuels ne définissent pas les modalités de financement des opérations qui y sont inscrites.

4° Dépôt relatif aux engagements du gestionnaire du réseau de distribution au titre du programme pluriannuel

A l’exclusion des travaux inclus dans les programmes d’amélioration de la continuité globale d’alimentation électrique proposés par le gestionnaire du réseau de distribution en application de l’article

D. 322-5 du code de l’énergie, qui relèvent des dispositions des articles R. 322-11 à R. 322-15 du code de l’énergie, s’il est constaté contradictoirement à l’issue de chaque programme pluriannuel que certains investissements relevant de la maîtrise d’ouvrage du gestionnaire du réseau de distribution figurant au dit programme, n’ont pas été réalisés, sans que cela ne puisse être imputé, ni à la force majeure, ni au fait d’un tiers ou de l’autorité concédante, celle-ci, après avoir entendu les observations du gestionnaire du réseau de distribution, peut enjoindre à ce dernier de déposer auprès du comptable public de l’autorité concédante une somme équivalente à 7 % de l’évaluation financière des investissements restant à réaliser sous la maîtrise d’ouvrage du gestionnaire du réseau de distribution.

Si à l’issue d’un délai de deux ans, le gestionnaire du réseau de distribution a réalisé ces derniers, cette somme lui est restituée par mandat de paiement émis dans un délai maximum de trente jours après constat contradictoire de l’atteinte des objectifs du programme concerné relevant de la maîtrise d’ouvrage du gestionnaire du réseau de distribution.

A défaut, après mise en demeure par l’autorité concédante, cette dernière conserve tout ou partie – en fonction des travaux qui auront été réalisés – des sommes déposées par le gestionnaire du réseau de distribution. Les montants ainsi perçus pourront être affectés par l’autorité concédante, lorsqu’elle est maître d’ouvrage, à des investissements sur le réseau public de distribution d’électricité. Le programme pluriannuel suivant comprend alors ces investissements non réalisés, dès lors que leur pertinence demeure établie.

Si les parties ne parviennent pas à se mettre d’accord lors des constats contradictoires prévus ci-dessus, elles conviennent d’avoir recours sous dix jours à un expert désigné par elles d’un commun accord. Si un consensus est impossible, un expert est alors désigné par ordonnance du Président du Tribunal administratif compétent à la demande de la partie la plus diligente.

Dès lors que l’autorité concédante conserve à titre définitif tout ou partie des sommes déposées par le concessionnaire en application du 3ème alinéa du présent paragraphe, au titre de deux programmes pluriannuels consécutifs, les parties conviennent de réexaminer le pourcentage indiqué au 1er alinéa du présent paragraphe.

B) Obligations financières du concessionnaire, et passifs relatifs aux ouvrages concédés

1° Obligations comptables et financières du concessionnaire

A partir de l’entrée en vigueur du présent contrat, le concessionnaire n’est tenu au cours de celui-ci, vis-à-vis de l’autorité concédante, à aucune obligation financière en lien avec le renouvellement des ouvrages concédés mis à part :

- l’obligation d’amortir la valeur des ouvrages dont le renouvellement lui incombe conformément à l’article 10 du présent cahier des charges ;

- l’obligation explicitée au point 2° ci-après, relative à la gestion des droits du concédant sur les biens à renouveler existant à la date d’effet du contrat de concession.

2° Passifs relatifs aux ouvrages concédés

Les passifs relatifs aux ouvrages concédés existant dans la comptabilité du concessionnaire à la date d’effet du présent contrat, constitués au titre du contrat précédent, qui représentent les droits de l’autorité concédante sur ces ouvrages, sont maintenus à cette date. Ceux-ci consistent en :

- des droits de l’autorité concédante sur les biens existants, qui correspondent au droit de celle -ci de se voir remettre l’ensemble des ouvrages concédés. Ces droits sont constitués de la contre-valeur en nature des ouvrages, laquelle est égale à la valeur nette comptable des biens mis en concession, déduction faite des financements non encore amortis du concessionnaire ; et

- des droits de l’autorité concédante sur les biens à renouveler, qui correspondent aux obligations du concessionnaire au titre des biens à renouveler et recouvrent :

- l’amortissement constitué sur la partie des biens financée par l’autorité concédante,

- la provision pour renouvellement antérieurement constituée et non utilisée à la date d’effet du présent contrat.

 Les droits précités incluent ceux résultant des contrats de concession conclus par les communes et établissements publics de coopération intercommunale auxquels l’autorité concédante se trouve substituée en application du code général des collectivités territoriales.

Lors des opérations de renouvellement des ouvrages concédés, les droits de l’autorité concédante sur les biens à renouveler sont affectés en droits sur les ouvrages remplaçants, à due concurrence des montants nécessaires.

 Ce traitement est retenu en considération des règles comptables et fiscales et de leurs interprétations par les autorités ou organismes compétents, en vigueur à la date de signature du présent contrat, telles qu’elles sont mises en œuvre dans la comptabilité du concessionnaire.

Article 12 — Utilisation des voies publiques

Sous réserve du paiement des redevances prévues pour l’occupation du domaine public, le gestionnaire du réseau de distribution, en dehors de l’autorité concédante, a seul le droit d’étendre, de renforcer, de renouveler, d’entretenir ou de réparer, dans les limites territoriales de la concession, soit au-dessus, soit au-dessous des voies publiques et de leurs dépendances, tous ouvrages nécessaires à la distribution publique de l’énergie électrique.

Le gestionnaire du réseau de distribution ne peut cependant pas s’opposer à l’établissement d’ouvrages pour le réseau public de transport, pour les distributions voisines, pour les lignes directes pour les usages et dans les conditions définies à l’article L. 343-1 du code de l’énergie, ni pour les ouvrages assimilables aux réseaux publics d'électricité tels que définis aux articles R. 323-40 et R. 323-41 du code de l’énergie.

 Aux termes de l'article L. 113-3 du code de la voirie routière, sous réserve des prescriptions à observer dans les emprises des autoroutes « les services publics de transport ou de distribution d'électricité peuvent occuper le domaine public routier en y installant des ouvrages dans la mesure où cette occupation n'est pas incompatible avec son affectation à la circulation terrestre ».

 Dans le cas de l’utilisation de voies privées, il y a lieu de se référer aux dispositions de l’article 44 du décret-loi du 30 octobre 1935 selon lesquelles : « le propriétaire d’une rue privée ne peut s’opposer à l’installation de l’énergie électrique aux frais et pour l’usage du riverain ».

Lorsque le gestionnaire du réseau de distribution exécute à son initiative des travaux sur le réseau concédé, entraînant des déplacements ou des modifications d’ouvrages (y compris ceux d’éclairage public) n’appartenant pas à la concession, il prend en charge toutes les dépenses afférentes aux déplacements et aux modifications de ces ouvrages. Le gestionnaire du réseau de distribution peut toutefois demander à leur propriétaire le financement de la partie de ces dépenses qui correspondrait à une amélioration des ouvrages déplacés ou modifiés, sous réserve qu’il y ait eu accord préalable avec lui.

Lorsqu’à l’initiative de la collectivité intéressée, le gestionnaire du réseau de distribution exécute des travaux sur les ouvrages concédés visés au 8ème alinéa de l’article 2 du présent cahier des charges, cette collectivité en supporte la charge financière.

Article 13 — Assiette des ouvrages de la concession

Pour les ouvrages dont il est maître d’ouvrage sur le réseau concédé, le gestionnaire du réseau de distribution peut, à son choix, soit acquérir les terrains et locaux nécessaires, soit les prendre en location, soit en obtenir la mise à disposition par la voie de conventions constitutives de droits réels notamment comme il est prévu à l’article 30 du présent cahier des charges.

 Conformément à l’article R. 332-16 du code de l’urbanisme, « les constructeurs et lotisseurs sont tenus de supporter sans indemnité l'installation, sur le terrain de l'opération projetée, des postes de transformation de courant électrique (…) nécessaires pour l'opération. S'ils le préfèrent, les constructeurs et lotisseurs peuvent offrir pour les besoins de ladite installation un local adéquat leur appartenant, moyennant paiement d'une indemnité globale et une fois versée par l'organisme tenu d'assurer la distribution publique d'électricité (…). Le montant forfaitaire au mètre carré de cette indemnité est fixé par arrêté du ministre chargé de l'urbanisme et du ministre du développement industriel et scientifique ».

Dès lors qu’ils servent d’assiette à un ouvrage du réseau public de distribution d’électricité, les terrains et locaux ainsi acquis par le gestionnaire du réseau de distribution constituent des biens de retour, sans préjudice des dispositions législatives et réglementaires applicables aux postes sources.

 Article L. 322-4 du code de l’énergie : « La société gestionnaire du réseau public de distribution issue de la séparation juridique imposée à Électricité de France par l’article L. 111-57 est propriétaire de la partie des postes de transformation du courant en haute ou très haute tension en moyenne tension qu’elle exploite. ».

Les baux et contrats correspondants contiennent une clause réservant les droits de l’autorité concédante à l’expiration normale ou anticipée de la concession et lui seront communiqués par le gestionnaire du réseau de distribution sur sa demande.

Lorsqu’un terrain ainsi acquis supporte un ouvrage qui ne présente définitivement plus d’utilité pour l’exploitation du réseau concédé, le gestionnaire du réseau de distribution informe sans délai l’autorité concédante de la faculté de se voir remettre ledit terrain en contrepartie du versement d’une indemnité égale à sa valeur comptable6. Si l’autorité concédante n’entend pas exercer cette faculté, elle procède sans délai au déclassement du terrain et en informe le gestionnaire du réseau de distribution qui est alors autorisé à procéder à sa cession à des tiers après accomplissement des formalités nécessaires.

 Les articles L. 541-1-1 et L. 541-2 du code de l’environnement s’appliquent le cas échéant.

L’autorité concédante facilite, dans la mesure du possible, l’acquisition, la prise en location ou la mise à disposition de ces terrains auprès des collectivités concernées sans que le gestionnaire du réseau de distribution ne puisse mettre en cause la responsabilité de celle-ci.

Article 14 — Conditions d’exécution des travaux

Les ouvrages du réseau public de distribution d’électricité sont construits conformément aux dispositions de l'arrêté relatif aux conditions techniques auxquelles doivent satisfaire les distributions d'énergie électrique et aux indications de la documentation technique de référence publiée par le gestionnaire du réseau de distribution, en vigueur au moment de leur construction.

 Il s'agit actuellement de l'arrêté technique du 17 mai 2001 modifié par les arrêtés des 26 avril 2002, 10 mai 2006 et 26 janvier 2007.

A moins de nécessité de caractère urgent, les ouvrages existants ne sont à rendre conformes aux dispositions du dernier arrêté technique en date qu'au fur et à mesure des travaux de renouvellement ou des modifications importantes, ainsi que cela est précisé dans chaque arrêté technique.

Établie conformément à la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 7 avril 2004 sur la mise en place des référentiels techniques des gestionnaires de réseaux publics d’électricité, la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau présente les dispositions réglementaires et les règles techniques sur lesquelles sont établies les relations avec les utilisateurs du réseau public de distribution d’électricité. Elle répertorie, entre autres, les méthodes de calcul, décrit les schémas électriques types en usage, précise les choix industriels du gestionnaire de réseau, présente les modèles de documents contractuels et décrit les informations à échanger entre

6 Lorsque la valeur comptable du terrain est inférieure à 100 euros, l’indemnité n’est pas exigée

le gestionnaire de réseau et les utilisateurs du réseau. Elle est disponible à l’adresse suivante : xxxx://xxx.xxxxxx.xx.

Les travaux sous maîtrise d’ouvrage de l’autorité concédante sont réalisés conformément aux guides en vigueur de conception du réseau de distribution élaborés en concertation entre le gestionnaire du réseau de distribution et les associations nationales représentatives des autorités concédantes. Ces guides sont mis à jour de manière régulière.

Les matériels utilisés doivent avoir été reconnus aptes à l’exploitation par le gestionnaire du réseau de distribution.

 Conformément à la norme NF C 11-201 applicable aux réseaux de distribution publique d'énergie électrique (§1.3 Choix des matériels), « le distributeur peut établir des listes de matériels qu'il reconnaît aptes à l'exploitation ». Le Catalogue des Matériels Aptes à l’Exploitation établi par le concessionnaire est disponible à l’adresse suivante : xxxxx.xxxxxx.xx.

En outre, les matériels mis en œuvre ne doivent comporter aucune mention ou logotype se rapportant à des activités de fourniture d’électricité.

Pour l’exécution des travaux relevant de sa maîtrise d’ouvrage, le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de se conformer aux dispositions du code de la voirie routière et des règlements de voirie locaux.

 Notamment aux articles L. 113-5, L. 115-1, L. 141-12, R. 131-11 et R. 141-13 à R. 141-21 du code de la voirie routière.

 Voir également le commentaire de l'article 52 « Modalités d’application de la TVA » du présent cahier des charges.

Les travaux du gestionnaire du réseau de distribution peuvent être suspendus momentanément sur injonction du maire, toutes les fois que la sécurité publique l'exige.

 Cette injonction doit être transmise par écrit au gestionnaire du réseau de distribution, sauf en cas d’urgence avérée. Dans cette dernière hypothèse, une confirmation écrite est adressée au gestionnaire du réseau de distribution dans un délai de 24 heures.

Les travaux sur les ouvrages du réseau de distribution doivent également satisfaire aux dispositions suivantes :

1° Echanges entre l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution préalablement aux travaux

Le gestionnaire du réseau de distribution transmet au moins trois semaines à l’avance, sauf cas d’urgence dont il rend compte, à l’autorité concédante, les pièces constitutives de la consultation réglementaire prévue pour l’établissement des ouvrages sur le réseau concédé.

Pour les travaux dont l’autorité concédante assure la maîtrise d’ouvrage, cette dernière transmet au gestionnaire du réseau de distribution l’avant-projet sommaire correspondant au moins trois semaines avant le lancement de la consultation prévue par la règlementation précitée pour l’établissement des ouvrages du réseau public de distribution d’électricité, sauf cas d’urgence dont elle fait part au gestionnaire du réseau de distribution.

Le gestionnaire du réseau de distribution émet un avis technique sur cet avant-projet sommaire dans un délai standard de dix jours calendaires après sa réception.

2° Contrôle technique des ouvrages du réseau public de distribution d’électricité

Dans les conditions définies par la règlementation en vigueur, les ouvrages du réseau public de distribution d’électricité font l'objet de contrôles techniques destinés à vérifier leur conformité aux prescriptions techniques qui leur sont applicables.

Ces contrôles sont effectués par un organisme technique certifié, indépendant du maître d’ouvrage et du gestionnaire du réseau de distribution. Cette indépendance peut n’être que fonctionnelle. Les contrôles sont effectués lors de la mise en service des ouvrages (ils sont alors désignés ci-après « contrôle initial ») et renouvelés au moins une fois tous les vingt ans.

S’agissant d’un ouvrage du réseau public de distribution d’électricité réalisé par l’ autorité concédante, le contrôle initial est à la charge de cette dernière qui remet au gestionnaire du réseau de distribution une attestation de conformité de l’ouvrage aux prescriptions techniques qui lui sont applicables, accompagnée du compte rendu des contrôles qui ont été effectués.

Le gestionnaire du réseau de distribution adresse à l’autorité concédante, une fois par an, un bilan des contrôles qu’il a réalisés, portant sur les nouveaux ouvrages construits sous sa maîtrise d’ouvrage et sur

les ouvrages existants. Ce bilan mentionne notamment les non-conformités éventuelles mises en évidence ainsi que les actions entreprises pour y remédier. Le gestionnaire du réseau de distribution transmet également à l’autorité concédante, à sa demande, un exemplaire des comptes rendus des contrôles effectués.

 Les articles R. 323-30 et suivants du code de l’énergie ainsi que l’arrêté d’application du 14 janvier 2013 fixent les principes et modalités du contrôle technique des ouvrages du réseau public de distribution d’électricité.

3° Transfert au gestionnaire du réseau de distribution des ouvrages construits ou modifiés par l’autorité concédante

Outre les éléments mentionnés au 2° ci-dessus, l’autorité concédante transmet au gestionnaire du réseau de distribution le dossier des ouvrages construits ou modifiés sous sa maîtrise d’ouvrage contenant des données descriptives conformes aux dispositions réglementaires et intégrant l’attestation de conformité ainsi que le plan géo-référencé des ouvrages concernés, sous un format électronique et établi à un niveau de précision conforme à la réglementation.

 L’article R. 323-29 du code de l’énergie et son arrêté d’application du 11 mars 2016 définissent les informations devant être enregistrées dans le système d’information géographique d’un gestionnaire de réseau public d’électricité. En cas de réalisation d’un ouvrage par une autorité concédante, l’article 3 de l’arrêté précité précise les documents et informations que celle-ci est tenue de communiquer au gestionnaire du réseau de distribution à cet effet : « Lorsqu'un ouvrage d'un réseau public de distribution d'électricité est réalisé par l'autorité organisatrice mentionnée à l'article

L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, cette autorité transmet au gestionnaire du

réseau public de distribution d'électricité, au plus tard à la mise en exploitation de l'ouvrage que cette dernière a réalisé, le dossier de l'ouvrage construit ou modifié contenant les données listées en annexe II du présent arrêté et intégrant le plan des ouvrages au format électronique, géo référencé avec un niveau de précision conforme aux prescriptions de l'arrêté du 15 février 2012 susvisé [ arrêté du 15 février 2012 pris en application du chapitre IV du titre V du livre V du code de l'environnement relatif à l'exécution de travaux à proximité de certains ouvrages souterrains, aériens ou subaquatiques de transport ou de distribution ] et conforme aux prescriptions de la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau ».

En vue de transférer chaque ouvrage pour exploitation au gestionnaire du réseau de distribution, l’autorité concédante informe ce dernier de la possibilité de mise en exploitation de l’ouvrage (PMEO), à l’aide de l’imprimé établi et publié à cet effet par le gestionnaire du réseau de distribution. A réception de la possibilité de mise en exploitation de l’ouvrage, le gestionnaire du réseau de distribution procède à l’analyse du dossier et, en tant que de besoin, au contrôle de l’ouvrage. Au vu de ces analyses et de ce contrôle, le gestionnaire du réseau de distribution s’efforce sans délai :

- soit de prononcer la mise en exploitation de l’ouvrage et d’établir un avis de mise en exploitation d’ouvrage (AMEO) qui sera transmis à l’autorité concédante et aux autres destinataires concernés, dans un délai standard de 48 heures ;

- soit de refuser le transfert de la responsabilité de l’ouvrage si celui-ci n’est pas conforme au projet et exploitable. Dans ce cas, le gestionnaire du réseau de distribution renvoie à l’autorité concédante la PMEO dans le même délai, en motivant son refus. L’ouvrage retourne alors sous la responsabilité de l’autorité concédante.

Après mise en exploitation et avant mise en service de l’ouvrage, s’il s’avère que celui-ci n’est pas exploitable, soit que le contrôle du schéma électrique mette en évidence une anomalie, soit après constat de malfaçons ou de non conformités nécessitant une intervention, le gestionnaire du réseau de distribution rédige et signe un « avis de mise hors exploitation de l’ouvrage » pour travaux qu’il transmet à l’autorité concédante, en précisant tous les points qui doivent être corrigés. La responsabilité des travaux de mise en conformité appartient alors à l’autorité concédante jusqu’à leur complète réalisation.

 Le recueil UTE C 18-510-1 indique notamment que « l’entreprise exploitante, pour les ouvrages dont elle a la charge, doit définir ses prescriptions de sécurité à respecter et les transmettre au donneur d’ordre ». Le document « Prescription de sécurité de l’exploitant Enedis au donneur d’ordre » est disponible sur le site xxx.xxxxxx.xx.

CHAPITRE III

ENGAGEMENTS ENVIRONNEMENTAUX ET SOCIETAUX

Article 15 — Mise à disposition de données pour accompagner la transition énergétique

Le gestionnaire du réseau de distribution, dans les conditions définies par la réglementation en vigueur, communique à l’autorité concédante et aux collectivités ou établissements publics compétents dont le territoire recouvre en tout ou en partie le périmètre de la concession, les données issues des dispositifs de comptage utiles à l’exercice de leurs compétences, en particulier celles permettant d’élaborer et d’évaluer les schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie et les plans climat-air-énergie territoriaux prévus par les articles L. 222-1 à L. 222-3, L. 229-25 et L. 229-26 du code de l'environnement. L’autorité concédante est informée de la transmission des données visées ci-dessus.

 Les informations ci-dessus sont communiquées conformément aux dispositions des articles

L. 111-73 et D. 111-52 et suivants du code de l’énergie.

L’article L. 2224-37-1 du code général des collectivités territoriales permet à l’autorité concédante d’élaborer le plan climat air énergie territorial à la demande des établissements publics de coopération intercommunale à fiscalité propre présents sur son territoire.

Les données concernées, telles que mentionnées par les textes précités applicables, et les modalités de leur communication sont précisées à l’article 13 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

Le concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, fournit à l’autorité concédante et aux collectivités ou établissements publics précités, à leur demande, des données complémentaires ou plus détaillées que celles mentionnées ci-dessus, selon des modalités techniques et financières qui feront l’objet d’un accord préalable entre les parties intéressées.

Les données mentionnées aux alinéas précédents sont transmises dans le respect de la législation et de la réglementation afférentes aux données à caractère personnel, d’une part, et aux informations d’ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique dont la communication sera it de nature à porter atteinte aux règles de concurrence libre et loyale et de non-discrimination imposées par la loi, d’autre part.

 Il s’agit, notamment de la loi n°78-17 du 6 janvier 1978 relative à l'informatique, aux fichiers et aux libertés, et, des articles R. 111-26 et suivants du code de l’énergie, relatifs à la confidentialité des informations détenues par les gestionnaires de réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité, pris pour l’application des articles L. 111-72 et L. 111-73 de ce même code.

Article 16 — Insertion des énergies renouvelables

L’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution accompagnent, chacun pour ce qui le concerne, le développement des énergies renouvelables sur le territoire de la concession.

Le gestionnaire du réseau de distribution assure l’insertion des énergies renouvelables sur le réseau public de distribution d’électricité en veillant à minimiser les coûts afférents pour le développement et l’exploitation du réseau.

A) Planification de l’insertion des énergies renouvelables

Le gestionnaire du réseau de distribution participe, dans les conditions définies par la réglementation, à l’élaboration et à la mise en œuvre du schéma régional de raccordement des énergies renouvelables intéressant le territoire de la concession ou de tout autre instrument de planification qui lui serait substitué. L’avis de l’autorité concédante est sollicité préalablement à l’approbation du schéma, selon les modalités définies aux articles D. 321-10 et suivants du code de l’énergie.

 Le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables est défini à l’article

L. 321-7 du code de l’énergie et par la section 2 du Chapitre Ier, Titre II, Livre III de la partie réglementaire du code de l’énergie (article D 321-10 et suivants).

Le schéma régional de raccordement définit les ouvrages à créer ou à renforcer pour atteindre les objectifs fixés par le schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie. Il définit également un périmètre de mutualisation des postes du réseau public de transport, des postes de transformation entre les réseaux publics de distribution et le réseau public de transport et des liaisons de raccordement de ces postes au réseau public de transport. Il mentionne, pour chacun d'eux, qu'ils soient existants ou à créer, les capacités d'accueil de production permettant d'atteindre les objectifs définis par le schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie et, s'il existe, par le document stratégique de façade mentionné à l'article L. 219-3 du code de l'environnement. Il évalue le coût prévisionnel d'établissement des capacités d'accueil nouvelles nécessaires à l'atteinte des objectifs quantitatifs visés au 3° du I de l'article L. 222-1 du même code.

Le schéma régional de raccordement approuvé dans les conditions définies par la loi est pris en compte pour l’élaboration du schéma directeur d’investissements prévu à l’article 11 du présent cahier des charges.

B) Accueil et instruction des demandes de raccordement

En partenariat avec le gestionnaire du réseau public de transport, le gestionnaire du réseau de distribution met à la disposition du public les données relatives aux capacités d'accueil des réseaux en amont des postes sources et aux capacités d'accueil de ces mêmes postes. Ces données sont publiées à titre indicatif.

 A la date de signature du présent contrat, la mise à disposition de l’information est assurée par un site internet dédié relatif aux capacités d’accueil en production : xxx.xxxxxxxxxx.xx

Afin de faciliter l’instruction des demandes de raccordement d’installations de production d’électricité, le gestionnaire du réseau de distribution met à la disposition des demandeurs un portail internet dédié aux raccordements des installations de production d'électricité d'une puissance inférieure ou égale à 36 kVA.

 A la date de signature du présent contrat, le portail précité est sur le site internet Enedis-Connect

Dans les conditions définies par les catalogues afférents à ses prestations, approuvés par la Commission de régulation de l’énergie, le gestionnaire du réseau de distribution réalise, à la demande du producteur dont la puissance demandée est supérieure à 36 kVA, une pré-étude lui permettant de préciser son projet et de l’éclairer sur les conditions du raccordement.

 Les catalogues des prestations en vigueur sont ceux figurant sur le site internet du gestionnaire du réseau de distribution xxx.xxxxxx.xx

Les conditions d’accès au réseau et les modalités de facturation du raccordement sont définies aux articles 6, 7, 28 et 30 du présent cahier des charges.

C) Autoconsommation

Dans le respect de la législation, de la réglementation et du cadre régulatoire en vigueur, le gestionnaire du réseau de distribution met en place les dispositifs contractuels et techniques permettant la mise en œuvre de l’autoconsommation individuelle ou collective.

 Conformément à l’ordonnance n°2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité codifiée aux articles L. 315-1 à L. 315-8 du code de l’énergie et au décret n°2017-676 du 28 avril 2017.

Avant toute mise en œuvre d’une opération d’autoconsommation collective sur le périmètre de la concession, le gestionnaire du réseau de distribution instruit les demandes du ou des porteurs de projets relatives aux dispositifs contractuels et techniques visés ci-dessus et vérifie la localisation des futurs consommateurs et producteurs d’une opération en aval d’un même poste de transformation de moyenne en basse tension sur le réseau public de distribution.

Une convention d’autoconsommation collective est conclue entre le gestionnaire du réseau de distribution et la personne morale regroupant les consommateurs et producteurs participant à l’opération, pour fixer les conditions de réalisation et engagements de chacune des parties. Le gestionnaire du réseau de distribution en informe l’autorité concédante et met à sa disposition le nom de la commune, la dénomination de la personne morale concernée et le nom du poste de transformation en aval duquel a lieu l’opération d’autoconsommation.

Article 17 — Etudes d’impact sur les réseaux

Le gestionnaire du réseau de distribution apporte son expertise à l’autorité concédante ou, le cas échéant, à d’autres collectivités ou établissements publics compétents dans le périmètre de la concession,

notamment lorsque ceux-ci projettent d’optimiser le choix et le développement des énergies en réseau, en particulier dans les zones de développement nouvelles à urbaniser.

 Afin de contribuer à l’optimisation de l’implantation et du dimensionnement des différents réseaux d’énergie dans une logique de développement durable des territoires et d’efficacité de la dépense publique, le gestionnaire du réseau de distribution est sollicité le plus en amont possible à propos des projets ou opérations envisagés.

A leur demande, le gestionnaire du réseau de distribution communique à l’autorité concédante ou aux collectivités ou établissements publics compétents dans le périmètre de la concession et sur la base des scénarios de consommation et de production qu’ils auront définis, les résultats des études technico- économiques permettant d’évaluer et d’optimiser les coûts qui résulteraient pour le réseau public de distribution d’électricité des projets et opérations ci-dessus.

Les modalités techniques et financières associées à la réalisation de ces études sont fixées par voie de convention, dans le respect de la législation, de la réglementation et du cadre régulatoire en vigueur.

L’autorité concédante et, le cas échéant, les autres collectivités compétentes, sous réserve de leur accord, convient le gestionnaire du réseau de distribution à la concertation qu’elles organisent avec les différentes parties prenantes et les exploitants des réseaux publics d’énergie.

Article 18 — Aménagement de l’espace urbain

Sous réserve de leur accord, les collectivités ou établissements publics compétents en matière d’urbanisme ou, le cas échéant, l’autorité concédante, si cette dernière dispose de la compétence ou met à disposition ses services au titre de l’article L. 5721-9 du code général des collectivités territoriales, associent le gestionnaire du réseau de distribution à l’élaboration des documents d’urbanisme applicables à l’intérieur du périmètre de la concession (SCOT et PLU, en particulier), en le consultant le plus en amont possible. Les modalités de cette association peuvent faire l’objet d’une convention locale.

 L’article L. 5721-9 du code général des collectivités territoriales dispose que « les services d'un syndicat mixte associant exclusivement des collectivités territoriales ou des collectivités territoriales et des établissements publics de coopération intercommunale peuvent être en tout ou partie mis à disposition de ses collectivités ou établissements membres, pour l'exercice de leurs compétences. Une convention conclue entre le syndicat et les collectivités territoriales ou les établissements intéressés fixe alors les modalités de cette mise à disposition. Cette convention prévoit notamment les conditions de remboursement par la collectivité ou l'établissement des frais de fonctionnement du service.»

Sans préjudice des dispositions de l’article 17 ci-dessus, dans le respect de la législation, de la règlementation et du cadre régulatoire en vigueur, le gestionnaire du réseau de distribution peut apporter son expertise aux collectivités ou établissements publics compétents dans le périmètre de la concession, ou à l’autorité concédante si cette dernière dispose de la compétence ou met à disposition ses services au titre de l’article L. 5721-9 du code général des collectivités territoriales, dans leurs opérations d’aménagement de l’espace urbain, de requalification urbaine ou de constitution d’éco -quartiers, de façon à leur permettre d’apprécier les effets des opérations considérées en matière de gestion du réseau public de distribution d’électricité.

L’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution recherchent un dialogue en amont de la réalisation de ces opérations. Une convention entre le concessionnaire et l’autorité concédante, si cette dernière dispose de la compétence, ou met à disposition ses services au titre de l’article L. 5721-9 du code général des collectivités territoriales dans le domaine de l’urbanisme, ou son mandataire, peut fixer les modalités de ces échanges.

Le concessionnaire peut réaliser des études portant sur des développements, renforcements ou déplacements d’ouvrages nécessaires à ces opérations à la demande de l’autorité concédante, si cette dernière dispose de la compétence ou des collectivités ou établissements publics compétents. Une convention entre les parties prenantes fixe les modalités techniques et financières de réalisation de ces études, dans le respect de la réglementation applicable et du cadre régulatoire en vigueur.

Article 19 — Infrastructures de recharge de véhicules électriques

Dans le respect de la législation, de la réglementation et du cadre régulatoire en vigueur, ainsi que des stipulations du chapitre II relatif aux investissements au bénéfice de la concession, le gestionnaire du réseau de distribution répond aux demandes du ou des porteurs de projets d’implantation d’infrastructures

de recharge des véhicules électriques ou des véhicules hybrides rechargeables sur le territoire de la concession, notamment en leur apportant une information sur l’impact des différentes solutions techniques de recharge sur la gestion du réseau public de distribution d’électricité. La même information est communiquée à l’autorité concédante lorsqu’elle a compétence pour créer des infrastructures de recharge.

En application de l’article L. 2224-37 du code général des collectivités territoriales, le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante émettent un avis sur les projets de création d’infrastructures de recharge, en échangeant les informations nécessaires préalablement à la notification de leurs avis respectifs.

 L’article L. 2224-37 du code général des collectivités territoriales précise que, sous réserve d’une offre inexistante, insuffisante ou inadéquate sur leur territoire, les communes peuvent créer et entretenir des infrastructures de charge nécessaires à l’usage de véhicules électriques ou hybrides rechargeables ou mettre en place un service comprenant la création, l’entretien et l’exploitation des infrastructures de charge nécessaires à l’usage des véhicules électriques ou hybrides rechargeables. Elles peuvent transférer cette compétence aux autorités organisatrices d’un réseau public de distribution d’électricité visées à l’article L. 2224-31.

 Sans préjudice des consultations prévues par d’autres législations, l’autorité organisatrice du réseau public de distribution d’électricité et le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité émettent un avis sur le projet de création d’infrastructures de charge soumis à délibération de l’organe délibérant en application de l’article L. 2224-37 du code général des collectivités territoriales.

Le gestionnaire du réseau de distribution peut proposer à l’autorité concédante intervenant en matière d’implantation d’infrastructures de recharge ou, le cas échéant, aux collectivités ou établissements publics compétents sur le territoire de la concession, sous réserve de leur accord et dans le respect de la législation, de la réglementation et du cadre régulatoire en vigueur :

- des études permettant d’optimiser l’implantation et le dimensionnement des infrastructures de recharge au regard des contraintes du réseau public de distribution ;

- une prestation de coordination adaptée à des raccordements multiples de bornes de recharge, notamment par la mise à disposition d’un interlocuteur unique.

 L’article L. 2224-37 du code général des collectivités territoriales décrit les modalités de création et d’entretien par les collectivités locales d’infrastructures de charge des véhicules électriques sur le domaine public en cas de carence de l’initiative privée.

Article 20 — Déploiement des compteurs communicants

Les compteurs mentionnés par les articles R. 341-4 à R. 341-8 du code de l’énergie relatifs aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics d’électricité sont installés par le gestionnaire du réseau de distribution sur le réseau concédé, dans le respect des objectifs et conditions fixés par la législation, la réglementation et le cadre régulatoire en vigueur.

 Conformément aux articles L.111-73, L. 322-8 7° et L. 341-4 du code de l'énergie.

Le gestionnaire du réseau de distribution s’engage, d’une part, à informer suffisamment en amont l’autorité concédante et les communes concernées de son territoire, sur le processus de mise en place de ces compteurs et le calendrier de déploiement et, d’autre part, à réaliser régulièrement un point de son avancement jusqu’à sa complète réalisation.

Le gestionnaire du réseau de distribution s’engage à :

- informer chaque client, avec au moins un mois de préavis, du remplacement de son compteur et des modalités de cette intervention (durée, période d’intervention, nom et coordonnées de l’entreprise de pose, numéro vert) ;

- délivrer une information de qualité sur ces compteurs, notamment dans l’espace dédié de son site internet, dans la notice d’utilisation remise lors de la pose et au numéro vert ;

- participer à des réunions publiques organisées à l’initiative de l’autorité concédante ou des collectivités concernées, et plus généralement à contribuer à des actions d’information sur le contexte législatif et réglementaire et de sensibilisation aux nouvelles perspectives ouvertes par les fonctionnalités des compteurs communicants.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente informe les clients bénéficiant de ces tarifs des fonctionnalités nouvelles rendues possibles par le compteur communicant qui pourront leur être proposées. Ces dernières viennent s’ajouter aux engagements du fournisseur aux tarifs réglementés de vente vis-à- vis des clients.

 Des informations relatives au contrat de fourniture avec le compteur communicant sont mises à la disposition des clients, notamment sur le site internet xxxxxxxxxxx.xxx.xx, en complément de l’information apportée à chaque client de façon coordonnée avec le déploiement des compteurs communicants assuré par le gestionnaire de réseau.

 Les fonctionnalités nouvelles visées au présent alinéa peuvent par exemple porter sur les modalités de facturation ou sur les dispositifs d’accompagnement des clients pour les aider à maîtriser leurs consommations et leurs factures.

Dans le cadre de ces campagnes d’information des clients et des acteurs locaux, l’autorité concédante peut contribuer aux actions menées par le gestionnaire du réseau de distribution ou le fournisseur aux tarifs réglementés de vente et proposer des actions complémentaires tendant à informer les clients de la finalité de la mise en place des compteurs communicants et des bénéfices qui en résultent pour eux-mêmes et pour le fonctionnement du service public de la distribution d’électricité.

Le compte rendu annuel d’activité prévu à l’article 44 comporte des indicateurs spécifiques aux compteurs communicants définis à l’article 8 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

Article 21 — Maîtrise de la demande en électricité

A) Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente d’électricité promeut auprès des clients l'intérêt des solutions conduisant à maîtriser leurs consommations d’électricité.

A cet égard, il s’engage à accompagner les clients en les aidant à trouver des solutions concrètes leur permettant de réduire leur consommation d’électricité et le montant de leurs factures, notamment en mettant en œuvre des conseils tels que visés à l’article 39-B) du présent cahier des charges.

Il propose aux clients qui le demandent des conseils leur permettant de mieux comprendre leur consommation et d’identifier les actions à entreprendre.

 A la date de signature du présent contrat, la demande du client auprès du concessionnaire peut être formulée selon son choix : par téléphone, sur les points d’accueil ou sur les sites internet et mobile du fournisseur aux tarifs réglementés de vente.

Il met à disposition des clients résidentiels une solution numérique pour mieux comprendre et réduire leurs consommations d’électricité, en kWh et en euros, notamment par comparaison avec des clients au profil similaire, suivre leur budget d’électricité, le cas échéant sur une base estimée, identifier les équipements qui consomment le plus, et bénéficier de conseils pratiques et personnalisés pour utiliser au mieux les heures creuses et diminuer leurs consommations. Des informations et conseils peuvent également être délivrés par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente au client lors d’un contact à l’initiative de celui-ci selon les modalités d’accueil des clients visées à l’article 39-A) du présent cahier des charges.

Dans le cadre du présent contrat, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente peut proposer de nouvelles fonctionnalités incluses dans les tarifs réglementés de vente conduisant à maîtriser les consommations d’électricité en s’appuyant sur les compteurs communicants.

 Les fonctionnalités nouvelles visées peuvent, par exemple, porter sur une amélioration de la solution numérique mentionnée ci-dessus, notamment par l’exploitation des données de consommation du client rendues accessibles, ou correspondre à la mise en œuvre de nouvelles options ou versions tarifaires.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met en œuvre des tarifs horo-saisonnalisés et des tarifs à pointe mobile afin d’inciter les clients à réduire leurs consommations, notamment pendant les périodes où la consommation nationale est la plus élevée.

Il rend compte chaque année à l’autorité concédante des actions ainsi engagées auprès des clients dans le cadre du compte rendu annuel d’activité prévu à l’article 44 du présent cahier des charges.

B) Le gestionnaire du réseau de distribution met en œuvre des actions visant à améliorer l’efficacité énergétique du réseau public de distribution d’électricité concédé et constituant des solutions alternatives et économiquement justifiées au renforcement de ce réseau, le cas échéant concourant à réduire les pertes techniques.

Il informe l’autorité concédante, lors de la présentation du compte rendu annuel d’activité prévu à l’article 44 du présent cahier des charges, des actions menées à cet effet.

 Conformément au 8° de l’article L. 322-8 du code de l’énergie, le gestionnaire du réseau de distribution met en œuvre des actions d'efficacité énergétique et favorise l'insertion des énergies renouvelables sur le réseau.

En outre, de façon à accompagner cette dernière dans la réalisation d’actions tendant à maîtriser la demande d'énergie des consommateurs finals, il met à la disposition de l’autorité concédante, à sa demande, des informations ponctuelles sur l’état du réseau en sus des informations cartographiques, telles que mentionnées à l’article 45 du présent contrat.

Les données concernées et les modalités de leur mise à disposition sont précisées à l’article 6 de l’annexe 1 au présent cahier des charges.

 Il s’agit des actions de maîtrise de la demande d'énergie mentionnées à l’article L. 2224-34 du code général des collectivités territoriales.

Enfin, au titre de son activité de comptage, le gestionnaire du réseau de distribution met à la disposition de chaque consommateur équipé d’un compteur communicant, dans son espace client, ses données de comptage, des systèmes d’alerte liés au niveau de sa consommation, ainsi que des éléments de comparaison issus de moyennes statistiques basées sur les données de consommation locales et nationales.

Les dispositions du présent article s’appliquent sans préjudice des prérogatives dévolues par la loi à l’autorité concédante en matière de maîtrise de la demande d’électricité.

Article 22 — Lutte contre la précarité énergétique

A) Le concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, apporte son concours à l’autorité concédante et aux autres collectivités ou établissements publics compétents, à leur demande, afin de les aider à mieux connaître les zones de précarité énergétique sur le territoire de la concession, selon des modalités techniques et financières qui feront l’objet d’un accord préalable entre les parties intéressées.

 Les modalités susvisées seront convenues entre les parties intéressées dans le respect des dispositions légales et réglementaires en vigueur, notamment la loi n°78-17 du 6 janvier 1978 relative à l’informatique, aux fichiers et aux libertés.

B) Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente contribue à lutter contre la précarité énergétique sur le territoire de la concession en agissant dans les directions suivantes :

1° L’aide au règlement des factures d’électricité :

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met en œuvre la tarification spéciale de l’électricité visée à l’article L. 337-3 du code de l’énergie et les dispositifs qui viendraient la compléter ou la remplacer.

Il informe l’autorité concédante, au travers du compte-rendu annuel visé à l’article 44 du présent cahier des charges, des règlements effectués à l’aide du chèque énergie, à compter de l’exercice suivant la généralisation de la mise en œuvre du chèque énergie mentionnée à l’article L. 124-1 du code de l’énergie.

 A la date de signature du présent contrat, l’information communiquée par le concessionnaire porte sur le nombre de clients de la concession dont le compte client a été crédité avec un chèque énergie au cours de l’exercice.

Il participe au cofinancement de l’aide apportée par les collectivités territoriales pour le paiement des factures d’énergie des ménages précaires sur le territoire de la concession et à des actions de prévention à destination de ces mêmes ménages, au travers des Fonds de Solidarité pour le Logement (FSL).

2° La prévention des situations de précarité énergétique et l’accompagnement des clients de la concession en situation de précarité énergétique :

Afin de prévenir les situations de précarité énergétique, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente s’engage à sensibiliser les clients en situation fragile sur les bonnes pratiques de maîtrise de l’énergie, en particulier sur les économies d’énergie.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente apporte des solutions adaptées aux clients en difficulté. Il collabore en ce sens avec les agents des collectivités territoriales intervenant dans le domaine de l’action sociale. Il peut également proposer des partenariats aux centres communaux ou intercommunaux d’action sociale, aux structures de médiation sociale ou au monde associatif intervenant sur le territoire de la concession.

 Les solutions adaptées peuvent notamment se concrétiser par un ajustement du tarif, un mode de règlement personnalisé ou un délai de paiement consenti par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente.

Dans le cadre de la trêve hivernale telle que prévue par l’article L. 115-3 du code de l’action sociale et des familles, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente informe les clients ayant bénéficié d'une aide du FSL dans les douze derniers mois et les clients bénéficiaires de la tarification sociale de l’énergie et des dispositifs qui viendraient la compléter ou la remplacer, sous réserve que ces clients bénéficiaires se soient fait connaître du fournisseur, de la possibilité que leur fourniture d’électricité soit rétablie à pleine puissance à l’entrée de la trêve et leur propose ce rétablissement.

 Les clients bénéficiaires du chèque énergie mentionné à l’article L. 124-1 du code de l’énergie se font connaître du fournisseur aux tarifs réglementés de vente par l’envoi à ce dernier du chèque énergie et/ou de l’attestation mentionnée à l’article R. 124-2 de ce même code.

Lorsqu’un client en rupture de paiement a bénéficié d'une aide du FSL dans les douze derniers mois ou bénéficie de la tarification sociale et des dispositifs qui viendraient la compléter ou la remplacer, sous réserve qu’il se soit fait connaître du fournisseur aux tarifs réglementés de vente, ce dernier s’engage à rechercher activement un contact préalable et à aider le client à se mettre en rapport avec les services sociaux avant d’interrompre la fourniture d’électricité. En tout état de cause, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente prévient le client préalablement à la coupure ou à la réduction de puissance opérée par le gestionnaire du réseau de distribution, conformément à la réglementation en vigueur.

Dans les conditions prévues par la réglementation, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met en œuvre, à l’intention des clients de la concession bénéficiant de la tarification spéciale visée à l’article

L. 337-3 du code de l’énergie et des dispositifs qui viendraient la compléter ou la remplacer, sous réserve que ces clients se soient fait connaître du fournisseur aux tarifs réglementés de vente, les dispositions prévues par ce même code pour la consultation de leurs données de consommation.

 Conformément à l’article L. 337-3-1 du code de l’énergie et aux dispositions réglementaires prises pour son application.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente pourvoit au financement des actions relevant du B) du présent article avec les ressources que lui attribuent les lois et règlements en vigueur, en complément de la rémunération visée à l’article 1er du présent cahier des charges pour l’exercice de la mission de fourniture aux tarifs réglementés de vente de l’électricité.

C) Le gestionnaire du réseau de distribution contribue à lutter contre la précarité énergétique sur le territoire de la concession en mettant en œuvre les actions suivantes :

1° Une information des autorités compétentes en matière de précarité énergétique :

Afin d’aider les collectivités, les établissements publics et l’autorité concédante à lutter contre les situations de précarité énergétique, le gestionnaire du réseau de distribution met à leur disposition, à leur demande, une fois par an, des informations statistiques générales sur la coupure et le service maintien d’énergie. Des informations complémentaires peuvent être fournies selon des modalités techniques et financières à convenir en commun.

2° Un dispositif de prévenance en amont des coupures pour impayés :

Le gestionnaire du réseau de distribution prévient le client préalablement à tout acte de coupure de l’électricité pour impayé.

Le concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, rend compte à l’autorité concédante des actions menées au titre du présent article, soit au travers du compte-rendu annuel d’activité visé à l’article 44 du présent cahier des charges, soit au travers d’une communication spécifique.

Article 23 — Territoires à énergie positive

Un territoire à énergie positive est un territoire qui s’engage dans une démarche permettant d’atteindre l’équilibre entre consommation et production d’énergie à l’échelle locale, en réduisant autant que possible les besoins énergétiques, et dans le respect des équilibres des systèmes énergétiques nationaux.

 Conformément à l'article L. 100-2 du code de l’énergie.

Le concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, peut accompagner un territoire à énergie positive situé en tout ou partie dans le périmètre de la concession et, dans ce cas, il peut :

- proposer une concertation en amont avec les territoires à énergie positive porteurs de projets ou d’expérimentations en lien avec le réseau, dans le respect des objectifs assignés à ces territoires ;

- transmettre les données de consommation aux collectivités territoriales et à l’autorité concédante pour parvenir aux objectifs assignés à ces territoires dans les conditions définies à l’article 15 du présent cahier des charges ;

- faciliter l’insertion des énergies renouvelables ;

- accompagner les clients dans leurs efforts de maîtrise de l’énergie ;

- soutenir des actions d’information et de communication sur le territoire concerné. Les parties s’informent régulièrement des actions menées au titre du présent article.

Article 24 — Service de flexibilité local

Les établissements publics et les collectivités mentionnés à l’article L. 2224-34 et au deuxième alinéa du IV de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, dès lors qu’ils sont situés sur le territoire de l’autorité concédante, en association avec des producteurs et des consommateurs et, le cas échéant, d'autres collectivités publiques, peuvent proposer au gestionnaire du réseau de distribution à titre expérimental et pour la durée fixée par la loi, la réalisation d’un service de flexibilité local sur des portions du réseau concédé.

 Un service de flexibilité local est une action qui a pour objet d’optimiser la gestion des flux d’électricité entre un ensemble de producteurs et un ensemble de consommateurs raccordés au réseau public de distribution d’électricité afin de moduler les puissances électriques injectées et soutirées localement sur des ouvrages du réseau public de distribution d’électricité et d’éviter au gestionnaire de réseau public de distribution d’électricité des investissements ou des coûts de gestion tout en assurant un bénéfice positif pour le système électrique.

 Ce dispositif est pris sur le fondement de l'article 199 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte et de son décret d'application n° 2016-704 du 30 mai 2016.

Le gestionnaire du réseau de distribution peut contribuer à la définition, à la désignation du périmètre et aux conditions de mise en œuvre et d’évaluation du service de flexibilité.

Dans ce cadre, il veille :

- à tenir compte des spécificités du réseau de distribution dans son ensemble, et notamment des producteurs et des consommateurs qui lui sont raccordés, dès lors qu’ils participent à des mécanismes de flexibilité, notamment ceux liés à la gestion du système électrique définis aux articles L. 321-9 à L. 321-16 du code de l'énergie.

- à ce que ces actions de flexibilité n'induisent pas de perturbations portant atteinte à la sûreté et la sécurité du réseau de distribution. Il peut être amené, le cas échéant, à proposer des mesures permettant de lever les perturbations identifiées.

Dans les conditions définies par la réglementation en vigueur, le gestionnaire du réseau de distribution donne un avis motivé sur le service de flexibilité proposé.

En cas d’avis conforme du gestionnaire du réseau de distribution, une convention, approuvée par la Commission de régulation de l'énergie sur proposition du gestionnaire du réseau de distribution, est conclue entre l'autorité concédante, le gestionnaire du réseau de distribution et la personne morale regroupant les personnes mentionnées au 1er alinéa du présent article ou, à défaut, l'établissement public ou la collectivité, pour fixer les conditions financières et techniques de ce service de flexibilité local.

Article 25 — Réseaux électriques intelligents

Le gestionnaire du réseau de distribution est engagé dans le développement de nouvelles fonctionnalités du réseau l’amenant à jouer un rôle d’opérateur de système de distribution visant notamment à assurer la performance du réseau et l’optimisation du dimensionnement des investissements dans le contexte de la transition énergétique.

Les innovations associées à ces nouvelles fonctionnalités, notamment numériques et d’automatisation, conduisent à opérer des réseaux électriques intelligents.

Le gestionnaire du réseau de distribution assure le déploiement de ces réseaux en lien avec l’autorité concédante et les collectivités publiques compétentes en matière d’énergie concernées.

L’autorité concédante et les collectivités publiques précitées peuvent être partenaires de projets, notamment dans le cas où le territoire de la concession se trouverait dans les régions ou ensembles de départements retenus pour mener à bien le déploiement expérimental de réseaux électriques intelligents ou de dispositifs de gestion optimisée de stockage et de transformation des énergies.

 Conformément à l’article 200 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, le gouvernement est autorisé à prendre par voie d’ordonnances les mesures nécessaires pour mener à bien ce déploiement expérimental.

Ces mesures sont adoptées pour une durée de quatre ans à compter de la publication de l’ordonnance et peuvent être renouvelées une fois pour la même durée.

Le gestionnaire du réseau de distribution s’engage à informer régulièreme nt l’autorité concédante, dans le cadre de la gouvernance des projets expérimentaux de réseaux électriques intelligents, des avancées et des difficultés rencontrées.

Article 26 — Responsabilité sociale et environnementale

Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente, dans le cadre de la mise en œuvre de leurs politiques de développement durable, mène nt des actions tendant à :

- lutter contre le changement climatique ;

- diminuer leurs impacts sur l’environnement ;

- accompagner le développement des territoires ;

- favoriser la cohésion sociale ;

- inciter leurs agents à être acteurs de cette politique. Ils s’engagent notamment à :

- mettre en œuvre un plan d’actions visant à réduire leur empreinte carbone ;

- trier et valoriser les déchets liés à leurs activités ;

- développer leur flotte de véhicules propres ;

- contribuer aux achats responsables ;

- intensifier les actions de prévention du risque électrique à l’intention de leurs prestataires de travaux et des tiers.

Dans ce cadre, ils peuvent prendre des engagements relatifs à ces domaines avec l’autorité concédante ou les collectivités ou établissements publics compétents dans le périmètre de la concession.

Les modalités de mise en œuvre de ces engagements sont définies dans des conventions spécifiques.

Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente rendent compte à l’autorité concédante des actions menées au titre du présent article, soit au travers du compte rendu annuel d’activité visé à l’article 44 du présent cahier des charges, soit au travers d’une communication spécifique.

CHAPITRE IV

CONDITIONS DE SERVICE AUX CLIENTS

Article 27 — Principes généraux

Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente assurent aux clients un service efficace et de qualité, tant en ce qui concerne le développement et l’exploitation du réseau, la fourniture de l'électricité, tels que définis à l’article 1er du présent cahier des charges, que les prestations respectives qui en découlent (notamment l’accueil des clients, le conseil, les activités de comptage, les interventions et le dépannage).

Les prestations du gestionnaire du réseau de distribution figurent dans les catalogues des prestations décrits à l’annexe 6 au présent cahier des charges.

 Les catalogues en vigueur sont ceux figurant sur le site internet du gestionnaire du réseau de distribution xxx.xxxxxx.xx

Le service est géré dans le respect des principes d’égalité, de continuité et d’adaptabilité et dans les meilleures conditions de sécurité, de qualité, de coûts, de prix et d’efficacité économique, sociale et énergétique.

 Conformément aux dispositions de l’article L. 121-1 du code de l’énergie.

Les engagements du gestionnaire du réseau de distribution vis-à-vis des clients sont décrits au chapitre III et dans le présent chapitre, ainsi qu'aux annexes 6 et 8.

Les engagements du fournisseur aux tarifs réglementés de vente vis-à-vis des clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente d’électricité sont précisés au chapitre III et dans le présent chapitre du cahier des charges ainsi que dans les conditions générales de vente aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente d’électricité, objet des annexes 7 et 7bis du présent cahier des charges.

Ces conditions générales sont mises à jour en tant que de besoin par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente, après concertation avec les organisations les plus représentatives des collectivités concédantes. Lorsque les modifications correspondent uniquement à des évolutions législatives ou réglementaires, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente présente aux organisations précitées les motifs et les clauses des conditions générales concernées par ces modifications, préalablement à l’entrée en vigueur des conditions générales modifiées.

Toute modification des conditions générales de vente est communiquée aux clients dans les conditions définies par la réglementation.

 Conformément à l’article L. 224-10 du code de la consommation.

Toute rétrocession d’énergie électrique par un client utilisateur du réseau public de distribution d’électricité ou un client bénéficiaire des tarifs réglementés de vente d’ électricité, à quelque titre que ce soit, à un ou plusieurs tiers, est interdite, sauf autorisation préalable , respectivement, du gestionnaire du réseau de distribution, ou de ce dernier et du fournisseur aux tarifs réglementés de vente, donnée par écrit, dont l’autorité concédante sera informée.

Les clients peuvent avoir accès au contrat de concession sur demande auprès du gestionnaire du réseau de distribution, du fournisseur aux tarifs réglementés de vente ou de l’autorité concédante afin de connaître les droits et obligations qui en découlent (notamment ceux concernant les raccordements, les conditions d'accès au réseau, les conditions de fourniture d’énergie électrique, les prestations annexes, les installations intérieures, la tarification et le paiement de l’utilisation du réseau et de la fourniture d’énergie électrique).

 Ces demandes peuvent notamment être formulées sur le site xxx.xxxxxx.xx ou, le cas échéant, sur le site de l’autorité concédante ou selon les modalités précisées par les conditions générales de vente susvisées.

Article 28 — Obligations du gestionnaire du réseau de distribution et du fournisseur aux tarifs réglementés de vente

Le gestionnaire du réseau de distribution :

- traite les clients placés dans des situations identiques de façon objective, transparente et non discriminatoire. A cet effet, il applique un code de bonne conduite qui est publié sur le site xxx.xxxxxx.xx.

 Conformément aux articles L. 322-8 et L. 111-61 du code de l’énergie.

- raccorde, sans préjudice des dispositions relatives à la maîtrise d’ouvrage prévues à l’annexe 1, les installations des clients au réseau public de distribution et leur assure un accès au réseau pour autant que ces installations respectent les prescriptions techniques nécessaires à leur raccordement au réseau public de distribution, notamment en ce qui concerne les troubles susceptibles d’être causés dans l’exploitation des réseaux concédés ou des installations des autres clients.

 Le Chapitre II, du Titre IV, du Livre III du code de l’énergie fixe les prescriptions techniques générales de conception et de fonctionnement pour le raccordement des installations de production aux réseaux publics d’électricité.

- exerce à titre exclusif les activités de comptage pour les clients raccordés au réseau et toutes les missions afférentes à l’ensemble de ces activités.

 Ces activités et missions sont celles prévues par l’article L. 322-8 7° du code de l’énergie, en particulier la fourniture, la pose, le contrôle métrologique, l’entretien et le renouvellement des dispositifs de comptage et la gestion des données de comptage.

Les modalités de relevé des données de comptage sont définies dans les contrats d’accès au réseau visés au B) ci-après et à l’article L. 224-11 du code de la consommation.

La fréquence des relevés des consommations par le gestionnaire du réseau de distribution ne peut être inférieure à un relevé par an, en l’absence d’auto-relevé transmis par le client.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente :

- consent aux clients un contrat de fourniture d’électricité aux tarifs réglementés de vente lorsqu’ils remplissent les conditions requises.

 Les conditions sont définies aux articles L. 337-4 à L. 337-9 du code de l’énergie.

- traite les clients placés dans des situations identiques de façon transparente et non discriminatoire.

A) Obligation de procéder au raccordement des installations des clients

Sur le territoire de la concession, le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de procéder au raccordement au réseau public de distribution des installations des clients aux conditions du présent cahier des charges, notamment de son annexe 1 :

- sous réserve du paiement des contributions prévues à l’article 30 du présent cahier des charges ;

- sauf s’il a reçu entre-temps injonction contraire de l’autorité compétente en matière d’urbanisme ou en matière de police et sous réserve du respect des textes réglementaires relatifs au contrôle de conformité des installations intérieures.

 Le gestionnaire du réseau de distribution est par ailleurs tenu, sous réserve des possibilités du réseau, d’assurer le raccordement des installations électriques provisoires, sauf s’il a reçu entre temps injonction de l’autorité compétente en matière de police.

S’agissant des pouvoirs de l’autorité compétente en matière d’urbanisme, l’article L. 111-6 du code de l’urbanisme dispose que : « Les bâtiments, locaux ou installations soumis aux dispositions des articles L. 421-1 à L. 421-4 ou L. 510-1, ne peuvent, nonobstant toutes clauses contraires des cahiers des charges de concession, d’affermage ou de régie intéressée, être raccordés définitivement aux réseaux d’électricité, d’eau, de gaz, ou de téléphone si leur construction ou leur transformation n’a pas été, selon le cas, autorisée ou agréée en vertu des articles précités ».

Les articles R.111-31 et suivants du code de l’urbanisme fixent les conditions d’application du présent chapitre et précisent notamment les conditions dans lesquelles peuvent être installées ou implantées

des caravanes, résidences mobiles de loisirs et habitations légères de loisirs (article L. 443-4 du code de l’urbanisme).

Dans le cas particulier des caravanes, qui conservent en permanence leurs moyens de mobilité : le maire peut s’opposer au raccordement définitif d’une caravane qui serait stationnée irrégulièrement, au regard du code de l’urbanisme (articles R. 111-39 et 111-43). Est soumis à autorisation tout stationnement supérieur à 3 mois consécutifs, s’il s’agit d’une caravane d’habitation. Toutefois cette autorisation n’est pas nécessaire (article R. 111-40) :

- lorsque la caravane est stationnée sur un terrain affecté au garage collectif des caravanes et résidences mobiles de loisir ;

- lorsqu’elle est sur le terrain où est implantée la construction servant de résidence de l’utilisateur.

Les modalités de raccordement des installations, en particulier les délais prévisionnels de réalisation, sont communiquées aux clients par le gestionnaire du réseau de distribution à l’issue d’une étude préalable, après réception de la totalité des éléments techniques nécessaires.

 Ces éléments techniques nécessaires à une étude préalable de raccordement sont disponibles sur le site : xxx.xxxxxx.xx.

Pour les travaux dont le gestionnaire du réseau de distribution est maître d’ouvrage, le choix de la solution technique retenue pour la desserte des clients appartient à ce dernier, qui devra concilier les intérêts du service public avec ceux des clients, dans le respect des textes réglementaires et en tenant compte des éventuels impacts sur l’autorité concédante.

En cas de contestation au sujet de l’application des dispositions du présent article, le différend sera réglé conformément aux dispositions de l’article 50 du présent cahier des charges.

B) Obligation d’assurer l’accès au réseau

Toute mise en service est subordonnée à la conclusion par le client :

- soit d’un contrat unique avec un fournisseur d’électricité ; dans ce cas, le fournisseur doit avoir conclu préalablement avec le gestionnaire du réseau de distribution un contrat relatif à l’accès à ce réseau et à son utilisation ;

 Le contrat d’accès au réseau visé ci-dessus est le contrat GRD-F conclu en application de l’article

L. 111-92 du code de l’énergie. La version en vigueur du modèle de contrat GRD-F est disponible sur le site : xxx.xxxxxx.xx.

- soit d’un contrat d’accès au réseau conclu directement avec le gestionnaire du réseau de distribution ;

 Le contrat d’accès au réseau visé ci-dessus est le contrat CARD conclu en application de l’article

L. 111-91 II du code de l’énergie. La version en vigueur des modèles de contrat CARD en injection et en soutirage est disponible sur le site : xxx.xxxxxx.xx.

- soit d’un contrat de fourniture d’électricité conclu avec le fournisseur aux tarifs réglementés de vente.

 Conformément à l’article L. 337-7 du code de l’énergie, ce contrat ne peut être conclu qu’avec un client souhaitant souscrire pour son site une puissance inférieure ou égale à 36 kVA.

Dans le cas particulier des clients alimentés par des moyens de desserte décentralisés non connectés au réseau, un contrat spécifique est conclu avec le gestionnaire du réseau de distribution qui précise notamment le tarif applicable et les modalités de facturation par le gestionnaire du réseau de distribution de la mise à disposition de l’énergie ainsi produite.

Les contrats CARD conclus directement avec le gestionnaire du réseau de distribution et les contrats uniques définissent les conditions d’accès et d’utilisation du réseau public de distribution. Les principes de ces contrats et leurs modalités de consultation figurent en annexe 8.

Ces conditions d’accès et d’utilisation du réseau public de distribution sont mises à jour en tant que de besoin par le gestionnaire du réseau de distribution, après concertation avec les représentants des utilisateurs du réseau public de distribution à laquelle sont associées les organisations les plus représentatives des collectivités concédantes. Elles sont annexées aux conditions générales des tarifs réglementés de vente figurant dans les annexes 7 et 7bis.

Le gestionnaire du réseau de distribution assure la mise en service de l’installation du client dans le délai standard précisé aux catalogues des prestations et dans un délai maximum d’un mois à partir de la date de la demande d’accès ou de sa modification, augmenté, s’il y a lieu, du délai nécessaire à l’exécution

des travaux, y compris l’obtention des autorisations administratives, nécessités par le raccordement de l’installation du demandeur et dont celui-ci devra être informé.

 Dans les zones où la maîtrise d’ouvrage est exercée par l’autorité concédante et lorsque la puissance de raccordement demandée par le client requiert la réalisation de renforcements de réseaux, le gestionnaire du réseau de distribution se rapprochera de l’autorité concédante afin d’évaluer avec celle-ci le délai nécessaire à la réalisation de ces travaux qu’il notifiera au client.

La date de la demande d’accès est :

- pour un contrat unique conclu avec un fournisseur, la date à laquelle celui-ci a fait sa demande au gestionnaire du réseau de distribution,

- pour un contrat CARD conclu avec le gestionnaire du réseau de distribution, la date à laquelle le client lui a fait sa demande,

- pour un contrat aux tarifs réglementés de vente conclu avec le fournisseur aux tarifs réglementés de vente, la date à laquelle celui-ci a fait sa demande au gestionnaire du réseau de distribution.

En cas de non-paiement de la contribution prévue aux articles 6 et 30 du présent cahier des charges, le gestionnaire du réseau de distribution, de sa propre initiative ou à la demande de l’autorité concédante lorsqu’une contribution lui est due, peut refuser la mise en service de l’installation du client.

En cas de non-paiement des sommes qui sont dues par le client au titre de la mise en service ou de la livraison de l’énergie, le gestionnaire du réseau de distribution peut, de sa propre initiative ou sur demande d’un fournisseur, dans le respect de la législation en vigueur, après rappel écrit constituant mise en demeure du client, interrompre l’alimentation de l’énergie à l’expiration du délai fixé dans la mise en demeure et qui ne peut être inférieur à dix jours à compter de l’envoi de cette mise en demeure.

 Il existe plusieurs hypothèses où, conformément à une disposition légale, l’interruption de l’alimentation ne peut pas être réalisée par le gestionnaire du réseau de distribution, nonobstant le non-paiement des sommes dues :

- le juge accorde au client, conformément aux dispositions de l’article 1343-5 du code civil, un délai de paiement de sa dette ;

- une procédure de règlement judiciaire est engagée à l’encontre d’un client relevant de l’une des catégories mentionnées à l’article L. 631-2 du code du commerce ;

- le client bénéficie des dispositions des articles L. 712-1 et suivants et R. 712-1 et suivants du code de la consommation relatives à la procédure devant la commission de surendettement des particuliers ;

- le client a déposé, dans les conditions fixées par l’article L. 115-3 du code de l’action sociale et des familles et par le décret n°2008-780 du 13 août 2008 relatif à la procédure applicable en cas d’impayés des factures d’électricité, de gaz, de chaleur et d’eau, un dossier de demande d’aide auprès de l’organisme gestionnaire du Fonds de solidarité pour le logement (FSL), dans l’attente que celui-ci se prononce ;

- du 1er novembre de chaque année au 31 mars de l'année suivante, dans une résidence principale, conformément à l’article L. 115-3 du code de l’action sociale et des familles.

C) Obligation de consentir des contrats de fourniture aux clients bénéficiaires des tarifs réglementés de vente

Sur le territoire de la concession, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente est tenu de proposer un contrat de fourniture à toute personne, raccordée au réseau public d’électricité, demandant à bénéficier des tarifs réglementés de vente d’électricité et répondant aux critères fixés par l’article L. 337-7 du code de l’énergie, sauf s’il a reçu entre temps injonction contraire de l’autorité compétente en matière d’urbanisme ou en matière de police et sous réserve du respect des textes réglementaires relatifs au contrôle de conformité des installations intérieures.

 Les contrats sont conformes aux articles L. 224-3 et suivants du code de la consommation.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente consent un seul contrat de fourniture par point de livraison.

Pour un point de livraison donné, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente n’est pas tenu d’accorder un contrat tant que le précédent n’a pas été résilié.

Toutefois, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente peut consentir un contrat de fourniture pour un point de livraison non résilié dès lors qu’en application des procédures du gestionnaire du réseau de

distribution, l’exécution de la mise en service relative au nouveau contrat s’accompagne de la résiliation du contrat précédent.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente est par ailleurs tenu, sous réserve des possibilités du réseau, de proposer de fournir l’énergie électrique dans les conditions du présent cahier des charges pour la desserte des installations provisoires des clients qui ont droit aux tarifs réglementés de vente, sauf s’il a reçu entre temps injonction de l’autorité compétente en matière de police.

D) Accès des producteurs au réseau

L’accès au réseau des producteurs présente les particularités suivantes :

- le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de refuser l’accès au réseau à un producteur qui ne peut justifier d’une autorisation ou d’un récépissé de déclaration délivré en application du 1° du II de l’article L. 111-93 du code de l’énergie ;

- la date de mise en service des installations de production est déterminée d’un commun accord entre le producteur et le gestionnaire du réseau de distribution ;

- toute mise en service est subordonnée à la conclusion par le producteur d’un contrat d’accès au réseau conclu directement avec le gestionnaire du réseau de distribution. Les conditions générales d’accès au réseau sont précisées dans ce contrat ;

 La version en vigueur des modèles de contrat d’accès au réseau en injection, CARD-I ou CRAE, est disponible sur le site : xxx.xxxxxx.xx

- Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu d’assurer de manière non discriminatoire l’appel des installations de production reliées à son réseau en liaison avec le gestionnaire du réseau de transport.

Article 29 — Branchements

A) Périmètre technique

Sont considérés comme branchements, tels que définis à l’article 6 du présent cahier des charges, toute canalisation ou partie de canalisation en basse tension – y compris, le cas échéant, les canalisations parfois désignées sous le nom de « dérivation individuelle » ou de « colonne montante », et désignées ci- après sous le nom de « branchement collectif » – ayant pour objet d'amener l'énergie électrique du réseau à l'intérieur des propriétés desservies, et limitée :

 à l’aval :

 aux bornes de sortie du disjoncteur7, conformément à la définition donnée par la norme NF C14-100 qui définit le point de livraison de l’énergie des branchements à puissance limitée,

 au point de livraison situé aux bornes de sortie de l’appareil de sectionnement des branchements à puissance surveillée ;

 à l’amont : au point du réseau basse tension, électriquement le plus proche permettant techniquement de desservir d’autres utilisateurs, matérialisé par un accessoire de dérivation ; aux connecteurs dans le cas de réseaux aériens ou, dans le cas de réseaux souterrains, au système de dérivation ou de raccordement.

 Conformément à l’article D. 342-1 du code de l’énergie.

 Il s’agit ici de branchements en basse tension. Toute canalisation nouvelle nécessaire à l’alimentation d’un client haute tension est une extension.

Le branchement inclut l’accessoire de dérivation ainsi que les installations de comptage.

B) Branchements collectifs

Les branchements collectifs comprennent la liaison au réseau, les canalisations collectives (tronçon commun, colonne, dérivations collectives) et les dérivations individuelles.

7 Ou, en l’absence de disjoncteur, aux bornes aval des fusibles calibrés et plombés

Les canalisations collectives et les dérivations individuelles, lorsqu’elles n’appartiennent pas aux propriétaires des immeubles concernés, font partie des ouvrages concédés. C’est notamment le cas pour celles construites à compter de l’entrée en vigueur d’un cahier des charges conforme au modèle de 1992 ainsi que celles qui font l’objet d’un abandon conformément au décret du 29 mars 1955 .

 Le modèle de 1992 correspond au modèle de cahier des charges de concession pour le service public de la distribution d’énergie électrique, tel que négocié en 1992 au niveau national par la FNCCR et EDF.

 Le dispositif prévu au paragraphe 2.3 de l’article 2 de l’annexe 1 au présent cahier des charges relatif au montant C vise des branchements collectifs construits avant la date d’entrée en vigueur du cahier des charges conforme au modèle de 1992. Pour l’application de ce dispositif, les canalisations collectives et les dérivations individuelles concernées sont considérées ne pas être des ouvrages concédés avant leur rénovation.

On entend par rénovations des travaux garantissant la conformité des canalisations collectives et des dérivations individuelles avec les normes en vigueur NF C 14-100 et, pour l’interface avec les installations intérieures, NF C 15-100.

Ces rénovations peuvent faire l’objet d’une convention associant l’autorité concédante, le propriétaire et le gestionnaire du réseau de distribution décrivant les modalités de rénovation et la participation financière des parties, selon un modèle établi au plan national.

Le gestionnaire du réseau de distribution exploite, maintient et renouvelle les branchements collectifs concédés conformément à ses obligations mentionnées à l’article 1er du présent cahier des charges.

Le gestionnaire du réseau de distribution peut être amené à intervenir sur des canalisations collectives et des dérivations individuelles qui ne font pas partie des ouvrages concédés pour réaliser des dépannages ou des mises en sécurité provisoires. Le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution facture aux propriétaires de ces ouvrages les interventions réalisées et les met en demeure de réaliser les travaux nécessaires.

Les réfections, les modifications ou suppressions des canalisations collectives et des dérivations individuelles rendues nécessaires par des travaux exécutés dans un immeuble sans lien avec le service public de la distribution d’électricité sont à la charge de celui qui fait exécuter les travaux.

C) Branchements provisoires

Le gestionnaire du réseau de distribution alimente provisoirement selon les dispositions en vigueur les installations pour lesquelles une demande de ce type est formulée conformément aux modalités prévues à cet effet par les catalogues des prestations en vigueur. Le point de livraison est placé au plus près du réseau concédé ; les installations situées en aval du disjoncteur sont des installations intérieures au sens de l’article 31 du présent cahier des charges.

Article 30 — Contribution des tiers aux frais des raccordements sous maîtrise d’ouvrage du gestionnaire du réseau de distribution

Les règles applicables à la contribution due au titre de l’opération de raccordement sont précisées aux articles L. 342-6 et suivants du code de l’énergie. Le montant de cette contribution est calculé sur la base des coûts de l’opération de raccordement de référence et en application du barème de raccordement conformément à l’arrêté du 28 août 2007.

Article 31 — Installations intérieures - Postes de livraison et/ou de transformation

A) Installations intérieures

L’installation intérieure commence :

- en haute tension, inclusivement aux isolateurs d’entrée du poste de livraison ou de transformation, dans le cas de desserte aérienne, et immédiatement à l’aval des bornes des boîtes d’extrémité des câbles dans le cas de desserte souterraine. Lorsqu’il y a raccordement direct à un poste de coupure du distributeur ou aux barres haute tension d’un poste de transformation de distribution publique, l’installation du client commence aux bornes amont incluses du sectionneur de la dérivation propre au client ;

- en basse tension, immédiatement à l’aval des bornes de sortie du disjoncteur pour les fournitures sous faible puissance, conformément au A) de l’article 29 du présent cahier des charges, et aux bornes de sortie de l’appareil de sectionnement installé chez le client pour les fournitures sous moyenne puissance.

Les installations intérieures sont exécutées et entretenues aux frais du propriétaire ou du client ou de toute personne à laquelle aurait été transférée la garde desdites installations.

 S’agissant des installations intérieures, l’article 44 du décret-loi du 30 octobre 1935 précise que :

« Le bailleur ne peut s’opposer à l’installation de l’énergie électrique aux frais et pour l’usage du locataire. » L’article L. 641-10 du code de la construction et de l’habitation précise que : « Le prestataire et le propriétaire des locaux réquisitionnés ne peuvent s’opposer à l’exécution par le bénéficiaire, aux frais de celui-ci, des travaux strictement indispensables pour rendre les lieux propres à l’habitation, tels que l’installation de l’eau, du gaz et de l’électricité […] ».

En aucun cas le gestionnaire du réseau de distribution n’encourra de responsabilité en raison des défectuosités des installations du client qui ne seraient pas du fait dudit gestionnaire du réseau de distribution.

B) Postes de livraison et/ou de transformation des clients

Les postes de livraison et de transformation des clients alimentés en haute tension seront construits conformément aux règlements et aux normes en vigueur, aux frais des clients dont ils resteront la propriété. La maintenance, les contrôles réglementaires et le renouvellement de ces postes sont à la charge des clients.

 Il s’agit des normes NF C13-100, 13-101, 13-102 et 13-103 relatives aux règles d’installation des postes de livraison d’énergie électrique à un utilisateur, alimentés sous une tension nominale comprise entre 1 et 33 kV.

Les plans et spécifications du matériel sont soumis à l’agrément du gestionnaire du réseau de distribution avant tout commencement d’exécution.

Toutefois la fourniture et le montage de l’appareillage de mesure et de contrôle sont assurés comme spécifié à l’article 33 du présent cahier des charges.

C) Mise sous tension

Pour assurer la sécurité de l’opération de mise en service pour le client et les tiers, le gestionnaire du réseau de distribution vérifie, avant la première mise sous tension des installations du client, que ce dernier dispose d’une attestation de la conformité desdites installations à la réglementation et aux normes en vigueur.

 Les modalités du contrôle et de l’attestation de conformité des installations électriques intérieures aux règlements et normes de sécurité en vigueur sont fixées par les articles D. 342-18 et suivants du code de l’énergie et les arrêtés pris pour leur application.

D) Mise hors tension des postes de livraison et installations des clients

La mise hors tension des postes de livraison, de transformation ou des installations intérieures est exécutée par le gestionnaire du réseau de distribution aux frais du demandeur ou de l’utilisateur présumé.

 L’article R. 323-35 du code de l’énergie précise les modalités de mise hors tension des ouvrages laissés en déshérence.

Article 32 — Surveillance du fonctionnement des installations des clients raccordées aux ouvrages concédés

A) Les installations et appareillages des clients raccordés aux ouvrages concédés doivent fonctionner en sorte :

- de ne pas compromettre la sécurité des personnes et des biens,

- d’éviter des troubles dans l’exploitation des installations des autres clients et des réseaux concédés,

- d’empêcher l’usage illicite ou frauduleux de l’énergie électrique.

L’énergie n’est en conséquence soutirée ou injectée sur le réseau que si les installations et appareillages des clients fonctionnent conformément à la réglementation et aux normes applicables à ces fins ou, en l’absence de telles dispositions, respectent les tolérances retenues par le gestionnaire du réseau de distribution. Ces tolérances concernent notamment la tension ou les taux de courants harmoniques, les niveaux de chutes de tension et de déséquilibres de tension et sont accessibles sur simple demande.

B) En ce qui concerne les moyens de production d’énergie électrique susceptibles d’être couplés au réseau, le client ne pourra mettre en œuvre de tels moyens qu’avec l’accord préalable et écrit du gestionnaire du réseau de distribution sur la spécification des matériels utilisés, en particulier les dispositifs de protection de découplage, sur les modalités d’exploitation de la source de production et sur la conformité du dispositif de comptage en place. Dans certains cas, le remplacement ou la modification du dispositif de comptage peuvent s’avérer nécessaires avant la mise en œuvre par le client de moyens de production. Ce remplacement ou cette modification sont effectués à l’initiative du gestionnaire du réseau de distribution.

Pour le cas où le client entend injecter tout ou partie de l’énergie électrique produite par ses installations, il lui appartient de se rapprocher du gestionnaire du réseau de distribution pour définir avec lui les modalités de souscription d’un contrat spécifique relatif à l’injection de ladite énergie sur le réseau.

Lorsque les installations du client comportant des moyens de production d’énergie électrique susceptibles d’être couplés au réseau n’injectent pas d’énergie sur ce dernier, celles-ci ne pourront être mises en service que si elles ne portent pas atteinte à la sécurité des personnes et des biens et n’apportent aucun trouble au fonctionnement du réseau.

Le client a l’obligation d’informer le gestionnaire du réseau de distribution au moins un mois avant leur mise en service par courrier postal ou électronique pour les installations dont la puissance est inférieure à 36 kVA et au moins trois mois avant leur mise en service par lettre recommandée avec demande d’avis de réception pour les installations dont la puissance est supérieure à 36 kVA ou raccordées en HTA, des moyens de production raccordés à ses installations, de leurs caractéristiques et de toute modification ultérieure de ceux-ci.

C) Eu égard aux objectifs ci-dessus définis, le gestionnaire du réseau de distribution est autorisé à vérifier ou à faire vérifier les installations du client avant la mise en service de celles-ci et ultérieurement autant que de besoin. Si les installations sont reconnues défectueuses ou si le client s’oppose à leur vérification, le concessionnaire pourra refuser de livrer l’énergie électrique ou interrompre cette livraison. Il pourra de même refuser d’accueillir toute injection d’énergie par des installations de production ne respectant pas les conditions définies ci-dessus.

En cas de désaccord sur les mesures à prendre en vue de faire disparaître toute cause de trouble dans le fonctionnement général du réseau, le différend sera soumis à l’autorité concédante au titre de sa mission de contrôle des ouvrages. A défaut d’accord dans un délai de dix jours, celui-ci pourra être porté à la connaissance du Préfet en vue d’une conciliation éventuelle.

De même, en cas d’injonction émanant de l’autorité de police compétente ou d’une juridiction statuant en référé, de danger grave et immédiat, de trouble causé par un client dans le fonctionnement de la distribution ou d’usage illicite ou frauduleux, le gestionnaire du réseau de distribution aura les mêmes facultés de refus ou d’interruption.

Article 33 — Appareils de mesure et de contrôle

Les appareils de mesure et de contrôle des éléments concourant à la facturation de l’énergie électrique et à l’équilibrage des flux sont d’un modèle répondant aux exigences de l’arrêté du 1er août 2013 relatif aux compteurs d’énergie électrique active.

Les appareils de mesure et de contrôle mis en œuvre pour la tarification et la facturation de l’énergie électrique comprennent notamment :

- un compteur d'énergie active ainsi que d'éventuels dispositifs additionnels nécessaires à la mise en œuvre prévue dans la réglementation :

- dispositifs liés à la mesure en fonction de la puissance demandée par le client (transformateurs de mesure par exemple) ;

- dispositifs de communications utilisés par le gestionnaire du réseau de distribution pour mettre à disposition les services prévus par la réglementation ;

- dispositifs de limitation ou de contrôle de la puissance ;

- dispositifs complémentaires nécessaires à la mise en œuvre de certaines tarificatio ns (relais, horloges par exemple).

- en substitution à certains matériels ci-dessus, les dispositifs de comptage mis en place en application des articles R. 341-4 et suivants du code de l’énergie dans le respect des objectifs et conditions fixés par la réglementation.

Le gestionnaire du réseau de distribution met en œuvre, dans les conditions prévues par la réglementation, des dispositifs permettant aux fournisseurs d’énergie de proposer à leurs clients des prix différents suivant les périodes de l’année ou de la journée et incitant les utilisateurs du réseau à limiter leur consommation dans les périodes où la consommation de l’ensemble des consommateurs est la plus élevée.

 Les articles R. 341-4 et suivants, complétés notamment par un arrêté du 4 janvier 2012 et une délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 16 juillet 2014, précisent les fonctionnalités de ces dispositifs de comptage évolués et les modalités de leur déploiement.

A) Basse tension

En basse tension, les compteurs électriques sont installés et périodiquement vérifiés sous la responsabilité du gestionnaire du réseau de distribution, conformément aux dispositions de l'arrêté du 1er août 2013 relatif aux compteurs d'énergie électrique active. Il en est de même pour les autres appareils de mesure et de contrôle, y compris les dispositifs additionnels de communication ou de transmission d’information répondant directement au même objet, ainsi que leurs accessoires (tableau de support, dispositif de fixation et de scellement, etc.).

Ces instruments sont entretenus et renouvelés par ses soins et font partie du domaine concédé.

Les appareils de mesure et de contrôle mis en œuvre pour la tarification et la facturation de l’énergie électrique sont scellés par le gestionnaire du réseau de distribution. Ceux de ces appareils qui appartiendraient aux clients à la signature du présent cahier des charges continuent, sauf convention contraire avec le gestionnaire du réseau de distribution, à rester leur propriété, l’entretien de ces appareils étant à leur charge. Toutefois, lorsque ces appareils sont renouvelés, le gestionnaire du réseau de distribution fournit et pose de nouveaux instruments qui sont intégrés au domaine concédé.

Les compteurs, ainsi que les dispositifs additionnels et accessoires, sont normalement installés en un ou des emplacements appropriés, choisis d’un commun accord entre le client et le gestionnaire du réseau de distribution. Le client devra veiller à ne pas porter atteinte à l’intégrité et au bon fonctionnement des appareils.

En cas de renouvellement, le nouveau compteur est posé en lieu et place du compteur existant sans modification de l’installation intérieure.

 Les prescriptions relatives à l’emplacement du compteur et à sa fixation sur un « panneau de comptage » sont précisées par la norme NF C 14-100.

B) Haute tension

Pour les clients alimentés en haute tension, les appareils de mesure et de contrôle sont fournis, posés, réglés, scellés et périodiquement vérifiés par le gestionnaire du réseau de distribution, conformément aux dispositions de l'arrêté du 1er août 2013 relatif aux compteurs d'énergie électrique active.

Ceux de ces appareils qui appartiennent aux clients à la signature du présent cahier des charges restent, sauf convention contraire avec le gestionnaire du réseau de distribution, leur propriété et l’entretien de ces appareils est à leur charge. Toutefois, lorsque ces appareils sont renouvelés, le gestionnaire du réseau de distribution fournit et pose de nouveaux instruments qui sont intégrés au domaine concédé, à l’exception des transformateurs de mesure pour les comptages placés sur la haute tension.

Dans le cas où le comptage est placé sur la haute tension, les transformateurs de mesure sont fournis, posés et changés, en accord avec le gestionnaire du réseau de distribution, par le client et restent sa propriété.

Les conditions de pose, descellement, d’entretien et, s’il y a lieu, de location des appareils de mesure, sont définies dans le contrat que le client signe avec le gestionnaire du réseau de distribution.

Article 34 — Vérification des appareils de mesure et de contrôle

Les agents qualifiés du gestionnaire du réseau de distribution doivent avoir accès, à tout moment, aux appareils de mesure et de contrôle.

Le gestionnaire du réseau de distribution peut procéder à la vérification des appareils de mesure et de contrôle chaque fois qu’il le juge utile.

 Le contrôle des instruments de mesure est régi par le décret n°2001 -387 du 3 mai 2001 dont l’article 35 traite du contrôle des instruments par leur détenteur. Les modalités de ce contrôle sont définies par l’arrêté du 1er août 2013 relatif aux compteurs d’énergie électrique active.

Les clients ont de même le droit de demander la vérification de ces appareils soit par le gestionnaire du réseau de distribution, soit par un expert désigné d’un commun accord ; les frais de vérification sont à la charge du client, dans les conditions prévues aux catalogues de prestations du gestionnaire du réseau de distribution, si le compteur est reconnu exact, dans la limite de la tolérance réglementaire.

L’autorité concédante peut signaler au gestionnaire du réseau de distribution des appareils de comptage dont elle estime qu’ils pourraient présenter une défaillance. Le gestionnaire du réseau de distribution procède à des vérifications, apporte les mesures correctives qu’il juge utiles et en informe l’autorité concédante.

Dans tous les cas, un défaut d’exactitude ne sera pris en considération que s’il dépasse la limite de tolérance réglementaire.

Les compteurs déposés doivent faire l’objet d’une vérification avant réutilisation.

 Cette vérification est réalisée conformément aux dispositions de l’arrêté du 1 er août 2013 relatif aux compteurs d’énergie active.

Lorsqu’une erreur est constatée dans l’enregistrement des consommations, une rectification est effectuée par le gestionnaire du réseau de distribution dans les limites autorisées par les textes applicables en matière de prescription et de consommation. La période à corriger commence à la date à laquelle le concessionnaire a pu constater pour la dernière fois le bon fonctionnement du dispositif de comptage et se termine à la date à laquelle le matériel défectueux ou détérioré est remplacé. Pendant la période définie ci- dessus où ces appareils auront donné des indications erronées, les quantités d’énergie livrées seront déterminées par comparaison avec les consommations des périodes antérieures similaires au regard de l’utilisation de l’électricité ou à défaut, par comparaison avec des sites présentant des caractéristiques de consommation comparables (puissance, option tarifaire, zone géographique).

 Conformément à l’article L. 224-11 du code de la consommation, aucune consommation d'électricité antérieure de plus de quatorze mois au dernier relevé ou auto-relevé ne peut être facturée, sauf en cas de défaut d'accès au compteur, d'absence de transmission par le consommateur d'un index relatif à sa consommation réelle, après un courrier adressé au client par le gestionnaire de réseau par lettre recommandée avec demande d'avis de réception, ou de fraude.

Article 35 — Niveaux de qualité, nature et caractéristiques de l’énergie livrée

A) Niveaux de qualité de l’énergie livrée

Le gestionnaire du réseau de distribution doit assurer une desserte en électricité d’une qualité régulière, définie et compatible avec les utilisations usuelles de l’énergie électrique.

Les niveaux de qualité et les prescriptions techniques en matière de qualité qui doivent être respectés par le gestionnaire du réseau de distribution sont définis par la réglementation en vigueur.

 Les niveaux de qualité sont fixés par la section 1 du chapitre II du titre II du livre III de la partie réglementaire du code de l’énergie et par 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, pris en application des articles D. 322-1 et suivants du code de l’énergie.

Si les niveaux de qualité ne sont pas atteints en matière d’interruptions d’alimentation imputables au réseau public de distribution, sur demande de l’autorité concédante, le gestionnaire du réseau de distribution remet entre les mains d’un comptable public une somme qui lui sera restituée après constat du rétablissement du niveau de qualité.

 Les modalités d’application de ces dispositions prévues à l’article L. 322-12 du code de l’énergie sont fixées par le décret n°2016-1128 du 17 août 2016 relatif à la consignation en cas de non-respect du niveau de qualité en matière d’interruption de l’alimentation en électricité.

De plus, des valeurs repère en matière de niveaux de qualité sont définies dans le schéma direc teur d’investissements, lequel sera décliné dans des programmes pluriannuels d’investissement, mentionnés à l’article 11 du présent cahier de charges.

Par ailleurs, dans les conditions définies par la législation, les tarifs d’utilisation des réseaux peuvent comporter des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager le gestionnaire du réseau de distribution à améliorer sa performance, notamment en ce qui concerne la qualité.

 Conformément à l’article L. 341-3 du code de l’énergie, la Commission de régulation de l’énergie peut prévoir un encadrement pluriannuel d’évolution des tarifs et des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité de l’électricité, à favoriser l’intégration du marché intérieur de l’électricité et la sécurité de l’approvisionnement et à rechercher des efforts de productivité.

B) Nature et caractéristiques de l’énergie livrée

Les engagements du gestionnaire du réseau de distribution vis-à-vis des clients concernant la nature et les caractéristiques de l’énergie livrée sont fixés dans les contrats permettant l’accès au réseau public de distribution, dans le respect de la règlementation en vigueur.

1°) En haute tension, l’électricité est livrée sous forme de courant alternatif triphasé, à la fréquence nominale fixée par le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité et sous une tension nominale de [20 000 volts].

 La fréquence nominale de la tension au point de livraison est de 50 Hz. Le gestionnaire de réseau de distribution s’engage sur la fréquence de la tension conformément à la norme NF EN 50160.

Les tolérances de variation de la tension autour de la valeur nominale ci-dessus sont les suivantes :

- la valeur de la tension fixée dans chaque contrat conclu avec un client pour l’accès au réseau public de distribution (ci-après : « tension contractuelle ») ne doit pas s’écarter de plus de 5 %, en plus ou en moins de la tension nominale ;

- la tension de fourniture dans les conditions normales d’exploitation, mesurée au point de livraison, ne doit pas s’écarter de plus de 5 %, en plus ou en moins de la valeur de la tension contractuelle.

Xx xxxxx XX XX 00000 précise les conditions de mesure et la norme NF EN 00000-0-00 la méthode de mesure.

En haute tension, le gestionnaire du réseau de distribution prend également à l’égard des clients, des engagements concernant la continuité et la qualité de l’onde de tension. Ils comportent des seuils de tolérance qui peuvent être personnalisés dans les conditions prévues aux contrats d’accès au réseau :

- en-deçà desquels le gestionnaire du réseau de distribution est présumé non responsable des dommages survenant chez les clients, du fait d’interruptions ou de défauts dans la qualité de la fourniture ;

- au-delà desquels le gestionnaire du réseau de distribution est présumé responsable des dommages visés et tenu d’indemniser les clients à hauteur des préjudices effectivement subis par ces derniers, sauf dans les cas qui relèvent de la force majeure ou de circonstances exceptionnelles au sens de l’article D. 322-1 du code de l’énergie - indépendantes de la volonté ou de l’action du gestionnaire du réseau de distribution et non maîtrisables en l’état des techniques - caractérisant un régime d’exploitation perturbé. Les modalités financières sont précisées dans les contrats des clients.

 Les engagements pris ou susceptibles d’être ainsi souscrits par le gestionnaire du réseau de distribution concernent :

- les coupures pour travaux sur le réseau public de distribution ;

- les interruptions suite à incident ;

- les variations rapides de la tension (papillotement) ;

- le déséquilibre de la tension.

Les engagements sur la qualité de l’onde sont basés sur la norme NF EN 50160 « Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution » qui définit, décrit et spécifie, au point de livraison de l’utilisateur du réseau, les caractéristiques principales de tension fournie par un réseau public basse tension, moyenne tension et haute tension AC dans des conditions normales d'exploitation.

2°) L’électricité est livrée en basse tension sous forme de courant monophasé, ou triphasé, alternatif avec une fréquence de la tension conforme aux exigences fixées au 1°), et avec une tension conforme aux textes réglementaires et normatifs relatifs aux tensions nominales en basse tension des réseaux de distribution d’énergie électrique.

 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, pris en application des articles D. 322-1 et suivants du code de l’énergie, a fixé la tension pour les livraisons en basse tension, à 230 volts en monophasé, c’est-à-dire entre l’une quelconque des trois phases et le neutre, et à 400 volts en triphasé, c’est-à-dire entre deux quelconques des trois phases. L’arrêté précité prescrit que la tension efficace au point de livraison, moyennée sur dix minutes, doit être au moins égale à 90% de la tension nominale, sans pouvoir excéder 110% de la tension nominale.

Xx xxxxx XX XX 00000 précise les conditions de mesure et la norme NF EN 00000-0-00 la méthode de mesure.

En basse tension, le gestionnaire du réseau de distribution s’engage à mettre tous les moyens en œuvre en vue d’assurer la disponibilité du réseau public de distribution pour acheminer l’électricité jusqu’au point de livraison du client, sauf dans les cas qui relèvent de la force majeure ou de circonstances exceptionnelles au sens de l’article D. 322-1 du code de l’énergie.

Article 36 — Continuité de service

Le gestionnaire du réseau de distribution est tenu de prendre les dispositions appropriées pour acheminer l’énergie électrique dans les conditions de continuité et de qualité définies par l’article 35 ci-dessus et par les textes réglementaires en vigueur, afin de concilier les besoins des clients, les aléas inhérents à l’exploitation du réseau et la nécessité pour le gestionnaire du réseau de distribution de faire face à ses charges.

 Les modalités d’application de ces dispositions prévues à l’article L. 322-12 du code de l’énergie sont fixées par des dispositions réglementaires, notamment par les articles D. 322-2 et suivants du code de l’énergie relatifs aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité.

Les conditions de qualité et de continuité de l’onde électrique sont précisées dans les contrats des clients.

Le gestionnaire du réseau de distribution a toutefois la faculté d’interrompre le service pour toutes opérations d’investissement dont lui ou l’autorité concédante est maître d’ouvrage, de mise en conformité ou de maintenance du réseau concédé, ainsi que dans le cadre de manœuvres liées au dépannage, aux opérations de délestage en regard de conditions d’exploitation contrainte, de l’injonction d’une autorité ou lors de réparations urgentes que requiert le matériel. Le gestionnaire du réseau de distribution s’efforce alors de réduire ces interruptions au minimum, notamment par l’utilisation des possibilités nouvelles offertes par le progrès technique, et de les situer, dans toute la mesure compatible avec les nécessités de l’exploitation, aux dates et heures susceptibles de provoquer le moins de gêne possible aux clients.

En basse tension, lorsque des interventions programmées, et donc non urgentes, sur le réseau sont nécessaires, les dates, heures et durées prévisibles de ces interruptions sont portées au moins trois jours à l’avance à la connaissance de l’autorité concédante, du maire intéressé et des clients, par voie de presse, d’affichage et, dans toute la mesure du possible, d’information individuelle.

En haute tension, lorsque les travaux ne présentent pas un caractère d’urgence, le gestionnaire du réseau de distribution prend contact avec les clients concernés raccordés en haute tension en soutirage afin de déterminer d’un commun accord la date de réalisation des travaux. Le gestionnaire du réseau de distribution informe le client de la date, de l’heure et de la durée des coupures, au moins 10 jours ouvrés avant la date de réalisation effective des travaux.

Les contrats des clients mentionnent ces engagements, ainsi que les modalités de programmation des interruptions.

Dans les circonstances exigeant une intervention immédiate, le gestionnaire du réseau de distribution est autorisé à prendre d’urgence les mesures nécessaires. Il en avise, dans la mesure du possible, le maire intéressé, l’autorité concédante et le service du contrôle désigné par celle-ci.

Article 37 — Modification des caractéristiques de l’énergie livrée

En application du principe d’adaptabilité à la technique, le gestionnaire du réseau de distribution a le droit de procéder aux travaux de changement de tension ou de nature de l’énergie distribuée en vue d’augmenter la capacité des réseaux existants, de les rendre conformes aux normes prescrites par les textes réglementaires en vigueur ou de les exploiter aux tensions normalisées fixées par ceux-ci.

 Il s’agit des textes déjà cités en commentaire de l’article 35 ci-dessus.

Les travaux concernant lesdites modifications sont portés à la connaissance de l’autorité concédante et des clients intéressés six mois au moins avant leur commencement.

Si le gestionnaire du réseau de distribution vient à modifier à un moment quelconque les caractéristiques du courant alternatif livré à un client, il prend à sa charge les frais de modification des appareils et des installations consécutifs à ce changement sous les réserves suivantes :

A) En basse tension

1°) Les clients supportent la part des dépenses qui correspond à la mise en conformité de leurs installations intérieures avec les textes réglementaires en vigueur lors du changement de tension et de leurs appareils électriques, dans la mesure où ce renouvellement n’est pas la conséquence du changement de nature de l’énergie, mais est rendu nécessaire par l’état de leurs installations ou de leurs appareils.

2°) Les clients peuvent obtenir la modification ou, éventuellement, l’échange de leurs appareils électriques:

- s’il s’agit d’appareils utilisés conformément aux règles en vigueur, en service régulier et en bon état de marche,

- si ces appareils ont été régulièrement déclarés au gestionnaire du réseau de distribution lors du recensement effectué par ses soins,

- si la puissance totale des appareils à modifier ou à échanger est en harmonie avec la puissance souscrite des clients.

En cas d’échange d’appareils convenu d’un commun accord, le gestionnaire du réseau de distribution fournit aux clients de nouveaux appareils et devient propriétaire des anciens. Il prend à sa charge le remplacement des appareils par des appareils équivalents. En cas de remplacement d’appareils anciens par des appareils neufs, le gestionnaire du réseau de distribution peut demander aux clients une participation tenant compte de la plus-value de l’appareil par rapport à l’appareil usagé.

B) En haute tension

Les clients supportent la part des dépenses qui correspond soit à la mise en conformité de leurs installations avec les règlements qui auraient dû être appliqués avant la transformation du réseau, soit à un renouvellement normal anticipé de tout ou partie des installations. La plus-value correspondant à ce renouvellement peut toutefois être payée, si le client le demande, par annuités pendant la durée normale restant à courir pour l’amortissement des installations rendues inutilisables par le changement de tension et sans majoration pour les intérêts.

Sont à la charge du gestionnaire du réseau de distribution les modifications à apporter aux appareils électriques ou le remplacement de ces appareils par des appareils équivalents, notamment du point de vue de leur état de fonctionnement, à condition que ces appareils aient été régulièrement déclarés au gestionnaire du réseau de distribution au cours du recensement préalable à la modification et que la puissance totale desdits appareils ne soit pas disproportionnée avec la puissance souscrite par le client.

Article 38 — Gestion de crise affectant le réseau

Une situation de crise se caractérise par la survenance d’un évènement qui porte atteinte directement ou indirectement et de façon significative à l’intégrité et à la sécurité des personnes et des biens ou qui entrave le fonctionnement du service public de distribution d’électricité, sur un large périmètre ou une durée longue.

Le gestionnaire du réseau de distribution prévoit les mesures nécessaires au maintien de la satisfaction des besoins prioritaires de la population lors des situations de crise. Le niveau de satisfaction de ces besoins est fixé en fonction de la vulnérabilité de certains groupes de populations, des caractéristiques du service ou du réseau concerné et du degré constaté de défaillance du réseau. Les critères de définition des populations vulnérables et le niveau spécifique de satisfaction de leurs besoins sont précisés, en tant que de besoin, par arrêté conjoint des ministres en charge de la santé, de la sécurité civile et de l’énergie.

 En application de l’article L. 732-1 et des articles R. 732-1 et suivants du code de la sécurité intérieure.

Le gestionnaire du réseau de distribution prend notamment des mesures pour protéger les installations contre les risques, agressions et menaces prévisibles et alerter sans délai l’autorité compétente de l’imminence ou de la survenue d’une défaillance grave de ses installations susceptible de porter atteinte à la continuité du service.

Il élabore en outre un plan interne de crise qui permet d'assurer le plus rapidement possible une distribution adaptée du service permettant la satisfaction des besoins prioritaires de la population en cas de situation de crise.

Lorsque sur le territoire de la concession, les conditions normales d’exploitation ne peuvent plus être assurées en raison d’une situation de crise, le gestionnaire du réseau de distribution met en œuvre une organisation et des ressources dédiées dans le cadre d’un dispositif de gestion de crise adapté à la situation.

En particulier, le gestionnaire du réseau de distribution met en place une plate-forme d’appel réservée à l’autorité concédante et aux collectivités locales. Le cas échéant, le gestionnaire du réseau de distribution informe l’autorité concédante de tout dispositif particulier d’information et d’assistance mis en œuvre au niveau des communes touchées par la situation de crise et communique le nom et les coordonnées des agents du concessionnaire dédiés, pendant la gestion de la crise, aux mairies concernées.

Le gestionnaire du réseau de distribution informe l’autorité concédante de façon régulière de l’état du réseau de distribution publique d’électricité et de l’avancement des opérations de réalimentation.

Il en informe également le préfet. Lorsque l’ampleur de la crise conduit le préfet à mettre en place une Cellule Opérationnelle Départementale (COD), le gestionnaire du réseau de distribution désigne un représentant qu’il met à la disposition de cette cellule.

 En application de l’article L. 732-2 du code de la sécurité intérieure.

A chaque révision du plan ORSEC initiée par le représentant de l'Etat compétent, le gestionnaire du réseau de distribution réalise une étude des conditions dans lesquelles il satisfait aux obligations qui lui sont fixées en matière de maintien de la satisfaction des besoins prioritaires de la population, en fonction de l'évolution des risques et menaces auxquels la population est exposée. Cette étude est soumise pour avis à l'assemblée délibérante de l'autorité concédante, ainsi qu'aux maires des communes concernées.

 En application des articles R. 732-3 et suivants du code de la sécurité intérieure sur les besoins prioritaires de la population et aux mesures à prendre par les exploitants d'un service destiné au public lors de situations de crise.

En tant que de besoin, les programmes pluriannuels mentionnés à l’article 11 du présent cahier des charges font l’objet d’une mise à jour concertée en conséquence.

Article 39 — Conditions de service aux clients aux tarifs réglementés de vente d’électricité

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente s’engage à assurer dans les meilleures conditions un service public de qualité aux clients de la concession.

A) Accueil des clients

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente propose différents moyens d’accès à ses services afin d’offrir aux clients une relation adaptée à leurs attentes. Il s’attache à enrichir ces moyens d’accès en tenant compte des progrès de la technique.

 L’offre du fournisseur aux tarifs réglementés de vente s’inscrit dans une logique « multi-canal » pour permettre aux clients de joindre ses services, à la date de signature du présent contrat, par téléphone, via les sites internet, les applications mobiles ou encore dans ses points d’accueil dont les jours et heures d’ouverture sont précisés sur son site internet.

En particulier, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met à la disposition des clients les conseillers de ses centres de relation clients qui fonctionnent de façon maillée sur la zone de desserte nationale du concessionnaire.

 A la date de signature du présent contrat, tous les centres de relation clients du fournisseur aux tarifs réglementés de vente sont localisés en France.

Il informe les clients de ses obligations au titre des tarifs réglementés de vente, notamment en portant à leur connaissance les conditions générales de vente et leurs modifications, mentionnées à l’article 27 du présent cahier des charges.

 Les conditions générales de vente sont accessibles sur le site internet du fournisseur aux tarifs réglementés de vente.

B) Informations et conseils aux clients

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente s’attache à fournir aux clients une information objective et à leur proposer, lors de la mise en service de leur installation et à tout moment, à leur demande, une offre adaptée à leurs besoins.

 Lors de la conclusion du contrat, sur la base des éléments d’information recueillis auprès du client sur ses besoins, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente le conseille sur le tarif à souscrire pour son point de livraison. En cours de contrat, le client peut contacter le fournisseur aux tarifs réglementés de vente pour s’assurer de l’adéquation du tarif souscrit en cas d’évolution de ses besoins. Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente s’engage à répondre à toute demande du client qui souhaiterait disposer d’éléments d’information généraux pour s’assurer que son tarif est adapté à son mode de consommation.

En particulier, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente informe les demandeurs souhaitant souscrire une puissance inférieure ou égale à 36 kVA de leur droit à une offre de fourniture d’électricité basée sur un tarif réglementé de vente.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met à la disposition des clients équipés d’un compteur communicant les informations prévues à l’article L. 224-9 du code de la consommation selon les modalités définies par le décret prévu pour son application.

 Pour les clients non équipés d’un compteur communicant, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met à leur disposition un bilan annuel de leurs consommations et de leurs factures, si les données sont disponibles sur une année pleine. Ce bilan est transmis aux clients avec leur facture soit par voie postale, soit par voie électronique s’ils ont opté pour la facture électronique.

Ce bilan s’articule autour de quatre contenus :

- le bilan des factures exprimé en euros ;

- le bilan des consommations exprimées en kWh ;

- des analyses de consommation :

o évolutions des consommations dans le temps,

o comparaison de la consommation à celle de foyers similaires sur la période,

o analyse de l’utilisation des Heures Creuses pour les clients HC/HP sur la période,

o répartition estimée de la consommation par usages.

- des conseils éco-gestes.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente accompagne les clients pour leur permettre de prendre pleinement part à la transition énergétique, faire des économies d’énergie et modérer leur facture, selon les modalités précisées au chapitre III du présent cahier des charges.

Il aide les clients rencontrant des difficultés de paiement à analyser leur consommation de manière personnalisée, les conseille sur les modalités de paiement les plus adaptées, les informe sur les aides et les oriente, le cas échéant, vers les services adéquats.

S’agissant des clients en situation de précarité énergétique, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente met en œuvre les dispositions prévues à l’article 22 du chapitre III du présent cahier des charges.

C) Modalités de contractualisation et de résiliation

Toute livraison d’énergie électrique est subordonnée à la passation d’un contrat entre le fournisseur aux tarifs réglementés de vente et le client pouvant bénéficier d’un tarif réglementé de vente, dans les conditions définies par la réglementation.

 Conformément aux articles L.224-1 et suivants du code de la consommation.

Les contrats souscrits avec les clients bénéficiaires des tarifs réglementés de vente alimentés en haute tension fixent les modalités de la relève des quantités d’électricité acheminées et de la facturation de l’utilisation du réseau.

Le client demeure personnellement responsable des obligations nées de son contrat, notamment du paiement des factures, jusqu’à la date effective de sa résiliation, et ce sans préjudice des obligations des personnes tenues solidairement au paiement.

D) Modalités de facturation et de paiement

Les modalités de facturation et de paiement sont établies par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente dans le respect de la réglementation.

 A la date de signature du présent contrat, conformément à l’arrêté du 18 avril 2012 relatif aux factures de fourniture d'électricité ou de gaz naturel à leurs modalités de paiement et aux conditions de report ou de remboursement des trop-perçus.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente propose aux clients des rythmes de facturati on adaptés à leurs besoins, précisés dans les conditions générales de vente annexées au présent cahier des charges.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente pourra élargir sa proposition de rythmes de facturation dans le cadre du déploiement des compteurs communicants.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente propose aux clients des modalités de paiement souples et personnalisées qui sont précisées dans les conditions générales de vente, en enrichissant la gamme d’offres de règlement.

 A la date de signature du présent contrat, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente propose les modalités suivantes en encourageant les modalités dématérialisées :

- le prélèvement automatique,

- le télé-règlement,

- la carte bancaire,

- le chèque,

- le TIP,

- en espèces dans les bureaux de poste.

Le chèque énergie est un titre de paiement accepté par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente dans les conditions prévues par la loi.

 Conformément à l’article L.124-1 du code de l’énergie.

En cas de retard dans le règlement des factures, des pénalités sont exigibles par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente auprès des clients conformément aux conditions générales de vente annexées au présent cahier des charges.

En cas de régularisation importante de facture, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente peut proposer aux clients des solutions d’échelonnement de paiement adaptées aux situations.

En cas de non-paiement des sommes qui lui sont dues par le client dans le délai défini par les conditions générales de vente annexées au présent contrat, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente peut réduire ou interrompre la livraison d’électricité après en avoir informé le client, conformément à la réglementation en vigueur.

 Il existe plusieurs hypothèses où, conformément à une disposition légale, l'interruption de la fourniture ne peut être réalisée par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente, nonobstant le non-paiement des sommes dues :

- le juge accorde au client conformément aux dispositions de l'article 1343-5 du code civil, un délai de paiement de sa dette ;

- une procédure de règlement judiciaire est engagée à l'encontre d'un client relevant de l’une des catégories mentionnées à l’article L. 631-2 du code du commerce ;

- le client bénéficie des dispositions des articles L. 712-1 et R. 712-1 et suivants du code de la consommation relatives à la procédure devant la commission de surendettement des particuliers;

- le client a déposé, dans les conditions fixées par l’article L. 115-3 du code de l’action sociale et des familles et du décret n° 2008-780 du 13 août 2008 relatif à la procédure applicable en cas d’impayés des factures d’électricité, de gaz, de chaleur et d’eau modifié , un dossier de demande d’aide auprès de l’organisme gestionnaire du Fonds de solidarité pour le logement (FSL), dans l’attente que celui-ci se prononce ;

- conformément à l’article L.115-3 du code de l’action sociale et des familles, entre 1er novembre de chaque année et le 31 mars de l’année suivante.

Article 40 — Traitement des réclamations

Toute réclamation adressée par les clients au concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, quel que soit son mode de transmission (par exemple, téléphone, site internet ou courrier), donne lieu à une réponse du concessionnaire.

Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente maintiennent, chacun pour ce qui le concerne, un dispositif de traitement des réclamations pour apporter une réponse rapide aux attentes des clients.

Le gestionnaire du réseau de distribution répond aux clients dans les délais définis par la Commission de régulation de l’énergie.

Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente organise le traitement des réclamations en instituant un premier niveau d’instance constitué par ses centres de relation client et une instance d’appel constituée par son service Consommateurs. Le fournisseur aux tarifs réglementés de vente informe le client du délai de traitement de sa réclamation quand la réponse ne peut pas être apportée immédiatement par le centre de relation client. L’objectif du fournisseur aux tarifs réglementés de vente est d’apporter une réponse aux réclamations écrites des clients dans un délai de trente jours à compter de leur réception.

 Le service Consommateurs est compétent sur la zone de desserte nationale du fournisseur aux tarifs réglementés de vente.

En complément de ce dispositif, les clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente, ainsi que les clients utilisateurs du réseau de distribution, ont la possibilité de solliciter le médiateur du concessionnaire.

 Le médiateur du concessionnaire respecte les dispositions de l’ordonnance n° 2015-1033 du 20 août 2015 transposant en droit interne la directive du 21 mai 2013 sur le règlement extrajudiciaire des litiges de consommation.

En outre, le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente informent les clients de la faculté dont ils disposent de saisir le médiateur national de l’énergie, telle que prévue à l’article L. 122-1 du code de l’énergie.

 Conformément à l’article L. 122-1 du code de l’énergie, le médiateur national de l'énergie est chargé de recommander des solutions aux litiges entre les personnes physiques ou morales et les entreprises du secteur de l'énergie et de participer à l'information des consommateurs énergie sur leurs droits.

La saisine du médiateur national de l’énergie :

- ne peut concerner que des litiges nés de l'exécution des contrats conclus par un consommateur non professionnel ou par un consommateur professionnel appartenant à la catégorie des micro-entreprises mentionnée à l'article 51 de la loi n° 2008-776 du 4 août 2008 de modernisation de l'économie ;

- doit faire suite à une réclamation écrite préalable du consommateur auprès du fournisseur ou du distributeur concerné, qui n'a pas permis de régler le différend dans le délai fixé à l’article R. 122-1 du code de l’énergie ;

- peut être exercée directement et gratuitement par le consommateur ou son mandataire.

Le concessionnaire, au titre de l’une ou l’autre de ses missions, indique sur toutes ses réponses aux réclamations reçues les recours possibles.

Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente rendent compte à l’autorité concédante des réclamations reçues et des réponses apportées au titre du présent article, au travers du compte rendu annuel d’activité prévu à l’article 44 du présent cahier des charges.

CHAPITRE V TARIFICATION

Article 41 — Principes généraux régissant la tarification des fournitures aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente

L’autorité concédante et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente adhèrent aux principes suivants :

- égalité de traitement : des fournitures ayant les mêmes caractéristiques doivent pouvoir bénéficier des mêmes options et opportunités tarifaires ;

 Les caractéristiques à prendre en considération sont les suivantes :

- période de mise à disposition ou d'utilisation de l'énergie ;

- puissance demandée ou mise à disposition et modulation de cette puissance selon ces périodes ;

- tension de raccordement ;

- consommation d'énergie réactive rapportée à la consommation d'énergie active ;

- durée des contrats.

- péréquation géographique des tarifs au plan national, le cas des îles non reliées électriquement au continent pouvant faire l'objet de dispositions spécifiques ;

- établissement des tarifs nationaux conformément à l’article L. 337 -4 du code de l’énergie. Ces modalités ne font pas obstacle à une concertation préalable entre le concessionnaire et les autorités concédantes par l’intermédiaire de leurs organisations les plus représentatives ;

 Ces tarifs réglementés de vente font l’objet de propositions motivées de la Commission de régulation de l’énergie qui sont transmises aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie. En l’absence d’opposition de l’un des ministres dans un délai de trois mois suivant la réception de ces propositions, la décision est réputée acquise et les tarifs sont publiés au Journal officiel.

- publicité des prix appliqués pour la facturation des fournitures.

 Les tarifs réglementés de vente sont consultables selon les modalités fixées par les conditions générales de vente.

Afin de refléter au mieux la structure des coûts de production et de mise à disposition de l’électricité, il est établi un contrat pour chaque point de livraison : le fournisseur aux tarifs réglementés de vente n’est pas tenu d'appliquer plus d'un contrat à un même point de livraison, ni d’accorder un contrat regroupant des fournitures à un client recevant l’énergie en des points de livraison différents.

La tarification comporte, pour chaque contrat, une redevance annuelle d'abonnement et un ou des prix de l'énergie effectivement consommée, sauf dans le cas de fournitures particulières appelant un traitement de caractère forfaitaire.

Le montant annuel de l'abonnement d'une part, le ou les prix de l'énergie d'autre part, dépendent notamment :

- de la puissance souscrite par le client,

- de la tension sous laquelle l'énergie est fournie,

- du mode d'utilisation de ladite puissance au cours de l'année.

Le niveau des tarifs réglementés de vente d’électricité est déterminé par l’addition du prix d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, du coût du complément d’approvisionnement qui inclut la garantie de capacité, des coûts d’acheminement de l’électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d’une rémunération normale de l’activité de fourniture.

 Conformément à l’article R. 337-19 du code de l’énergie.

A la suite d’une évolution, les nouveaux tarifs seront applicables aux consommations relevées postérieurement à la date d'effet des nouveaux tarifs.

Si cette modification intervient entre deux relevés successifs, le fournisseur aux tarifs réglementés de vente décomptera ces consommations « prorata temporis » et déterminera forfaitairement par ce procédé

la quantité afférente à la période antérieure à la fixation de la nouvelle valeur des prix et la quantité afférente à la période postérieure, les nouveaux prix ne devant être appliqués qu’à cette partie de la consommation.

Un tarif peut être mis en extinction ou supprimé.

Un tarif mis en extinction ne peut plus être proposé aux clients à compter de la date de prise d’effet de la mise en extinction. A la même date, l’application d’un tarif mis en extinction ne peut plus être demandée par un client pour un nouveau contrat. La mise en extinction d’un tarif n’a pas d’effet sur les contrats en cours. Elle n’entraîne pas la résiliation du contrat en cours, y compris lors de la tacite reconduction de celui- ci. Le client conserve le tarif en extinction tant qu’il ne demande pas de modification du tarif souscrit. Lorsque le client demande au fournisseur aux tarifs réglementés de vente une modification du tarif souscrit, il est informé qu’il perd le bénéfice de ce tarif en extinction.

Quand un tarif est supprimé, le client est informé dans un délai de trois mois à compter de la date d’effet de la décision de suppression du tarif et est avisé de la nécessité de choisir un autre tarif parmi ceux en vigueur. S’il n’a pas opéré ce choix dans un délai d’un an à compter de la date d’effet de la suppression du tarif, la correspondance tarifaire prévue à cet effet par la décision de suppression du tarif lui est appliquée.

Article 42 — Principes généraux régissant la tarification de l’utilisation du réseau public de distribution et les prestations annexes

A) Tarification de l’utilisation du réseau public de distribution

La tarification de l’utilisation du réseau public de distribution fait l’objet de décisions motivées de la Commission de régulation de l’énergie. Ces décisions sont élaborées et publiées dans les conditions prévues à l’article L. 341-3 du code de l’énergie.

Le ou les tarifs d’utilisation du réseau sont facturés par le gestionnaire de réseau de distribution au client ou au fournisseur de ce dernier.

Les tarifs sont conformes aux prescriptions réglementaires et dépendent notamment :

- de la puissance souscrite par l’utilisateur,

- de la tension sous laquelle l’énergie est livrée,

- du mode d’utilisation de ladite puissance au cours de l’année,

- des caractéristiques du transit de puissance sur le site (injection ou soutirage).

 L’article L. 341-2 du code de l’énergie définit les principes généraux de calcul des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité.

En cas de changement de tarif, le nouveau tarif est applicable aux utilisateurs à la date prévue par la décision de la Commission de régulation de l’énergie. Si cette modification intervient entre deux relevés successifs, le gestionnaire de réseau de distribution facturera l’utilisation du réseau « prorata temporis » et déterminera forfaitairement par ce procédé la quantité afférente à la période antérieure à la fixation de la nouvelle valeur des prix et la quantité afférente à la période postérieure, les nouveaux prix ne devant être appliqués qu’à cette partie de l’énergie livrée.

B) Tarification des prestations annexes du gestionnaire de réseau de distribution

Le gestionnaire de réseau de distribution peut proposer des prestations annexes aux clients, aux fournisseurs ou à toutes autres personnes physiques ou morales. La part de ces prestations non couverte par le tarif d’utilisation des réseaux de distribution est facturée à ces utilisateurs par le gestionnaire de réseau de distribution de manière non discriminatoire.

Les prestations ainsi proposées par le gestionnaire de réseau de distribution sont facturées selon les modalités indiquées dans les catalogues des prestations, décrits en annexe 6, validés par la Commission de régulation de l’énergie, que le gestionnaire de réseau de distribution rend publics, notamment sur son site internet : xxx.xxxxxx.xx. Il communique également ces informations sur simple demande.

CHAPITRE VI

COMMUNICATION DES DONNEES RELATIVES A LA CONCESSION

Article 43 — Inventaire des ouvrages

A la demande de l’autorité concédante, le gestionnaire du réseau de distribution fournit à l’autorité concédante un inventaire détaillé et localisé des ouvrages, distinguant les biens de retour, les biens de reprise de la concession et les biens propres affectés au service dans les conditions prévues par la réglementation.

 L’article D. 2224-45 du code général des collectivités territoriales prévoit que le contenu de l’inventaire et les délais de sa production sont arrêtés par le ministre chargé de l’électricité après avis des organismes représentatifs des autorités concédantes et des organismes de distribution d’électricité.

L’inventaire ainsi fourni est établi à la date d’arrêté des comptes du gestionnaire du réseau de distribution.

 Les comptes du gestionnaire du réseau de distribution sont arrêtés et approuvés dans les conditions indiquées par l’article 225.68 du code de commerce.

Sous réserve des dispositions réglementaires prévues ci-dessus, il comprend, pour ce qui concerne les ouvrages concédés :

- pour les ouvrages enregistrés nativement par commune :

- un fichier de données techniques portant sur les longueurs totales de réseau en basse tension (en distinguant : aérien nu, aérien torsadé, souterrain, câbles en aluminium, câbles en cuivre) et en moyenne tension (en distinguant : aérien nu, aérien torsadé, souterrain, câbles en aluminium, câbles en cuivre, câbles à isolation synthétique), le nombre de postes de transformation HTA/BT (en distinguant : en immeuble, en cabine basse, en cabine haute, en préfabriqué, sur poteau), le nombre de transformateurs HTA-BT, le nombre d’appareils de comptage au sens des articles R. 341-4 à R. 341-8 du code de l’énergie relatifs aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics de d’électricité en distinguant les compteurs effectivement communicant ;

- un fichier de données comptables détaillant par commune, pour chaque ouvrage ou chaque regroupement d’ouvrages, le mois et l’année de mise en service, la valeur brute, la valeur nette comptable, la valeur de remplacement et le montant de la provision pour renouvellement ;

- pour les autres ouvrages :

- un fichier détaillant, par nature d’ouvrage, l’année de mise en service, la valeur brute, la valeur nette comptable, la valeur de remplacement, le montant de la provision pour renouvellement attachée. Sont concernés les branchements, colonnes montantes et appareils de comptage autres que ceux visés ci-dessus. Ils sont affectés au moyen de clés de répartition que le gestionnaire de réseau de distribution s’engage à détailler et expliciter à la demande de l’autorité concédante.

Au titre de la mise en place progressive d’un suivi détaillé des branchements collectifs, le gestionnaire du réseau de distribution s’engage à enregistrer la totalité des flux entrants (ouvrages nouvellement construits ou rénovés) dans un système d’information.

Article 44 — Contrôle et compte-rendu annuel d’activité

A) L’autorité concédante exerce le contrôle du bon accomplissement des missions de service public fixées par le présent cahier des charges. A cet effet, les agents de contrôle qu’elle désigne peuvent à tout moment procéder à toutes vérifications et prendre connaissance sur place, ou copie, de toutes informations d'ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique utiles à l’exercice de la compétence d’autorité concédante.

 L’exercice du contrôle de la distribution d’énergie électrique par l’autorité concédante est prévu par l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales.

Ils ne peuvent en aucun cas intervenir dans la gestion de l’exploitation.

Les principes de ce contrôle sont définis à l’annexe 1 du présent cahier des charges.

B) Le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente communiquent à l’autorité concédante au plus tard le 1er juin de chaque année, un compte-rendu annuel d’activité retraçant l’exécution du contrat de concession au titre de l’année civile écoulée.

 Le contenu et les modalités de communication du compte-rendu annuel d’activité sont conformes aux articles D. 2224-34 et suivants du code général des collectivités territoriales.

Par exception, ce compte-rendu est communiqué à l’autorité concédante au plus tard le 30 juin pour les comptes rendus afférents à l’activité des années civiles 2016 et 2017.

Le compte-rendu annuel d’activité fait apparaître les éléments suivants : 1°) L’analyse de la qualité du service rendu aux clients de la concession

Celle-ci comporte les résultats afférents à la qualité du service rendu aux clients, au titre de chaque mission concernée et à la qualité de l’énergie distribuée au moyen d’indicateurs portant sur chacune des missions du service concédé.

Ces indicateurs sont communiqués au périmètre de la concession, à l’exception de ceux relatifs à la qualité de l’énergie distribuée qui peuvent être communiqués à un périmètre plus précis .

Cette analyse comporte également une présentation des mesures prises par le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente pour répondre aux exigences de qualité du service définies par la réglementation et le présent contrat.

Les informations de nature statistique sont communiquées, dans la mesure du possible, au périmètre de la concession. Par exception, celles de ces informations qui ne sont pas susceptibles de répartition sont communiquées à un périmètre plus large.

2°) Les informations relatives à la politique d’investissement et de maintenance du réseau concédé La présentation de la politique d’investissement et de maintenance du réseau concédé comporte :

- d’une part, le compte rendu de la politique d'investissement et de développement du réseau concédé mentionné au I de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, ce qui vaut, sauf demande expresse, transmission à l’autorité concédante de ce dernier compte -rendu ; ce compte-rendu identifiera les investissements menés par finalité ainsi que la localisation et le montant de ces opérations ;

- et, d’autre part, des éléments relatifs au gros entretien des ouvrages.

Ce compte-rendu annuel comprend des éléments prévisionnels relatifs aux investissements du gestionnaire du réseau de distribution mentionnés notamment à l’article 11 du présent cahier des charges, y compris les aspects liés à la répartition des investissements relatifs aux postes source desservant plusieurs concessions et aux raccordements des producteurs.

3°) Les éléments financiers liés à l’exploitation de la concession

1- Les éléments financiers d’exploitation de la concession comprennent, d’une part, les méthodes et les éléments de calcul retenus pour la détermination des produits et charges et, d’autre part :

- Au titre de la mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’électricité, les rubriques de produits et de charges liées à l’exploitation courante de la concession :

- les rubriques relatives aux produits d’exploitation sont : les recettes d’acheminement par type de client final (en fonction du domaine de tension et de la puissance maximale souscrite : HTA, BT de puissance supérieure à 36 kVA, BT de puissance inférieure à 36 kVA) découlant du tarif d’utilisation des réseaux visé à l’article L. 341-2 du code de l’énergie ; les recettes de raccordement, de prestations annexes et autres recettes ; la production stockée et immobilisée ; les reprises sur amortissements distinguant les reprises d’amortissements de financements du concédant des autres types de reprises ; les reprises sur provisions distinguant les reprises de provisions pour renouvellement et les reprises d’autres catégories de provisions, et le total des autres produits d’exploitation ;

- les rubriques relatives aux charges sont : les charges d’exploitation (achats dont : accès au réseau amont et couverture de pertes ; charges de personnel ; redevances, impôts, taxes ; charges centrales et autres charges) et les charges calculées (dotations aux amortissements des biens en concession distinguant l’amortissement des financements du gestionnaire du réseau de distribution d’une part, et celui des financements de l’autorité concédante et des tiers, d’autre part ; autres amortissements ; dotations aux provisions relatives aux biens en concession ; autres dotations d’exploitation).

Ces rubriques sont présentées sous la forme d’un tableau qui reprend les postes d’un compte de résultat. Ce tableau mentionne également les produits et les charges exceptionnels.

- Au titre de la mission de fourniture aux tarifs réglementés de vente et établis au regard des quantités facturées dans l’année aux clients de la concession bénéficiant de ces tarifs :

- le chiffre d’affaires ;

- les coûts commerciaux établis, pour les clients de la concession, sur la base des coûts nationaux de l’exercice considéré correspondant à ceux communiqués par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente à la Commission de régulation de l’énergie.

Les informations sont communiquées au périmètre des clients de la concession raccordés au réseau public de distribution d’électricité bénéficiant du tarif réglementé de vente dit « bleu » mentionné à l’article R. 337-18 du code de l’énergie.

2- Ces éléments d’exploitation s’accompagnent d’une présentation des perspectives d’évolution des grandes rubriques de charges et de produits ci-dessus dans le cadre tarifaire en vigueur.

4°) La consistance du patrimoine concédé :

La présentation du patrimoine concédé, par catégories d’ouvrages, concerne les ouvrages dont l’autorité concédante est propriétaire en vertu du premier alinéa de l’article L. 322 -4 du code de l’énergie.

Elle indique, pour chacune de ces catégories d’ouvrages, d’une part, leur valeur brute et sa variation annuelle, leur valeur nette comptable, leur valeur de remplacement et le montant des provisions pour renouvellement restant et, d’autre part, la synthèse des passifs spécifiques qui leur sont attachés, ainsi que leur durée d’amortissement.

Le tableau de variation des valeurs brutes fait apparaître pour l’exercice considéré les sorties d’actif, les sources de financement des ouvrages mis en service dans l’année, détaillant les apports financiers du concédant et des tiers, ainsi que les apports nets du gestionnaire de réseau de distribution.

La présentation de la synthèse des passifs spécifiques distingue les financements respectifs du concédant et du gestionnaire du réseau de distribution, les amortissements de financements du concédant et le solde de la provision pour renouvellement.

5°) Les évolutions juridiques, économiques, techniques ou commerciales notables :

Le compte rendu annuel d’activité explicite les évolutions d’ordre juridique, économique, technique ou commercial intéressant les activités concédées et leur prise en compte par le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente ayant des effets sur l’exploitation de la concession.

Il précise notamment l’évolution de l’organisation du gestionnaire du réseau de distribution et du fournisseur aux tarifs réglementés de vente, des services rendus aux clients de la concession et l’organisation de ces services pour le territoire de la concession.

La liste des indicateurs portant sur chacune des missions du service concédé à communiquer dans le compte-rendu annuel d’activité et, le cas échéant, leur périmètre de restitution sont précisés à l’annexe 1 du présent cahier des charges.

Article 45 — Cartographie du réseau

Une fois par an, dans le mois suivant la demande de l’autorité concédante, le gestionnaire du réseau de distribution fournit gratuitement à celle-ci les plans du réseau en moyenne échelle (de précision inférieure à 1/1000ème) mis à jour de tout ou partie du réseau basse ou haute tension existant.

Cette mise à disposition est réalisée sous un format électronique compatible avec les systèmes d’information géographique usuels (format shape).

Ces plans de réseau contiennent des données cartographiques qui sont listées à l’annexe 1 du présent cahier des charges.

Cette mise à disposition peut être complétée, selon des modalités techniques et financières convenues entre les parties par des conventions spécifiques « moyenne échelle » et « grande échelle » définissant :

- pour la « moyenne échelle », des échanges réciproques entre le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante de données cartographiques supplémentaires facilitant la coordination et l’accomplissement de leurs activités respectives de maîtrise d’ouvrage des travaux ;

- pour la « grande échelle », des échanges réciproques entre le gestionnaire de réseau de distribution et l’autorité concédante de données cartographiques dans une démarche commune d’établissement, d’échange et de gestion des fonds de plans sur leurs chantiers respectifs, notamment dans le cadre des obligations liées au décret n° 2011-1241 du 5 octobre 2011 relatif à l’exécution des travaux à proximité de certains ouvrages souterrains, aériens ou subaquatiques de transport ou de distribution, mais également afin de faciliter la réalisation de leurs missions respectives ;

Dans le cas où l’autorité concédante est compétente en matière de gestion de banque de données urbaines au périmètre de la concession, celle-ci s’engage à mettre à disposition du gestionnaire du réseau de distribution les fonds de plan à grande échelle (de précision supérieure à 1/1000ème) géo-référencés qu’elle tient à jour, selon des modalités techniques et financières à convenir entre les parties dans une convention spécifique.

Dans l’hypothèse où cette base de données urbaine n’existe pas ou est incomplète, le gestionnaire du réseau de distribution et l’autorité concédante examineront ensemble les conditions de son établissement.

Article 46 — Pénalités

En cas de non-production des documents prévus aux articles 43 à 45 ci-dessus dans les conditions qu’ils définissent et après mise en demeure par l’autorité concédante, par lettre recommandée avec accusé de réception, restée sans suite pendant quinze jours, le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente, chacun pour ce qui le concerne, versent à celle-ci une pénalité dont l’autorité concédante arrête le montant dans la limite de :

 pour le gestionnaire du réseau de distribution : un millionième du montant des recettes d’acheminement de la concession mentionné dans les éléments financiers d’exploitation du dernier compte-rendu annuel d’activité communiqué, par jour de retard à compter de la date d’expiration de la mise en demeure adressée par l’autorité concédante ;

 pour le fournisseur aux tarifs réglementés de vente : un millionième du chiffre d’affaires de la concession mentionné dans les éléments financiers d’exploitation du dernier compte-rendu annuel d’activité communiqué, par jour de retard à compter de la date d’expiration de la mise en demeure adressée par l’autorité concédante.

Les parties conviennent d’appliquer en lieu et place des modalités définies ci-dessus, à compter de leur entrée en vigueur, toutes dispositions réglementaires qui porteraient sur le régime des pénalités dues en cas de non-respect de ces mêmes obligations.

Article 47 — Mise à disposition dématérialisée d’informations

Dans l’année qui suit la signature du présent contrat, le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente proposent, chacun pour ce qui le concerne, à l’autorité concédante un espace internet personnalisé et sécurisé permettant la mise à disposition de données relatives à la concession relevant du présent chapitre.

Ils mettent à disposition sur l’espace internet mentionné ci-dessus le compte rendu annuel d’activité mentionné au B) de l’article 44 ci-dessus dans le délai de trente jours suivant sa communication à l’autorité concédante, conformément à la réglementation.

CHAPITRE VII TERME DE LA CONCESSION

Article 48 — Durée de la concession

Sauf dispositions législatives contraires, la durée de la concession est fixée à 30 ans, à compter du 1er juillet 2018, sous réserve que l’autorité concédante ait accompli à cette date les formalités propres à rendre le contrat exécutoire. Elle assure par ailleurs le respect des obligations de publicité.

 Compte tenu de l’équilibre nécessaire entre les diverses dispositions du cahier des charges, et notamment celles créant des droits et obligations à la charge du concessionnaire, la durée de la concession est normalement comprise entre 25 et 30 ans.

Les conditions dans lesquelles le contrat deviendra exécutoire sont précisées à l’article L. 2131-1 du code général des collectivités territoriales.

Article 49 — Renouvellement ou expiration de la concession

Deux ans au moins avant le terme de la concession, les parties se rapprocheront aux fins d’examiner les conditions ultérieures d’exécution du service public pour le développement et l’exploitation du réseau de distribution d’électricité et pour la fourniture d’énergie électrique aux tarifs réglementés.

A) En cas de renouvellement de la concession au profit du concessionnaire les immobilisations concédées ainsi que les dettes et créances qui y sont attachées seront intégralement maintenues au bilan du concessionnaire. Les provisions antérieurement constituées par le concessionnaire en vue de pourvoir au renouvellement des ouvrages concédés, non utilisées à l’échéance du présent contrat, resteront affectées à des travaux sur le réseau concédé.

B) L’autorité concédante a la faculté de ne pas renouveler la concession si le maintien du service ne présente plus d’intérêt, soit par suite de circonstances économiques ou techniques de caractère permanent, soit parce qu’elle juge préférable d’organiser un service nouveau tenant compte des progrès de la science. L’autorité concédante doit notifier son intention de ne pas renouveler la concession un an au moins avant son expiration.

L’autorité concédante pourra également, pour les mêmes motifs, mettre fin à la concession avant sa date d’expiration, dès lors que dix ans au moins se seront écoulés depuis le début de la concession et sous réserve d’un préavis de quatre ans adressé au concessionnaire.

Dans l’un ou l’autre cas mentionné au présent B) :

- le concessionnaire est tenu de remettre à l’autorité concédante les biens de retour de la concession définis à l’article 2 du présent cahier des charges en état normal de service. L’autorité concédante est subrogée vis-à-vis des tiers aux droits et obligations du concessionnaire,

- une indemnité est calculée, égale cumulativement :

 à la différence, plafonnée à la valeur nette comptable des ouvrages de la concession, entre :

o le montant non amorti de sa participation au financement des ouvrages de la concession, tel qu’il résultera de la comptabilité du concessionnaire, réévalué8 par référence au TMO,

8 La valeur réévaluée de l’année N est obtenue par application à la valeur nette comptable de l’année N du taux de réévaluation composé depuis l’année de mise en service jusqu’à l’année N-1.

 Le TMO correspond à la moyenne arithmétique des douze derniers taux moyens mensuels de rendement au règlement des emprunts garantis par l’Etat ou assimilés, calculée et publiée par l’INSEE.

o et le montant des amortissements constitués dans la proportion de la participation de l’autorité concédante au financement des ouvrages de la concession, complété, s’il y a lieu, du solde des provisions pour renouvellement.

Dans l’éventualité où le montant ainsi calculé est positif, il correspond à l’indemnité que l’autorité concédante devra verser au concessionnaire.

Dans l’éventualité où le montant ainsi calculé est négatif, il correspond à la soulte que le concessionnaire devra verser à l’autorité concédante.

 au montant des préjudices que le concessionnaire supporterait du fait de la fin de la concession fixé, en cas de désaccord entre les parties, par le juge du contrat.

- s’agissant des biens de reprise, l’autorité concédante aura la faculté de les reprendre en tout ou en partie, selon son choix, sans y être contrainte. La valeur des biens repris sera fixée à l’amiable ou à dire d’experts et payée au concessionnaire au moment de la prise de possession.

Les parties pourront choisir un expert unique. A défaut d’entente, il sera fait appel à trois experts, dont un désigné par chacune des parties ; un tiers expert sera désigné par les deux premiers ou, à défaut d’accord, par ordonnance du Président du Tribunal administratif compétent.

C) Les règlements correspondant à l’application des dispositions du présent article seront effectués dans xxx xxx mois qui suivront la fin de la concession. Tout retard dans le versement des sommes dues donnera lieu de plein droit, après mise en demeure, à des intérêts de retard conformément aux dispositions de l’article 1231-6 du code civil.

CHAPITRE VIII DISPOSITIONS DIVERSES

Article 50 — Conciliation et contestations

En cas de manquement aux obligations qui sont imposées au concessionnaire , au titre de l’une ou l’autre de ses missions, par le présent cahier des charges, un procès-verbal de constat pourra être fait par les agents du contrôle de l’autorité concédante. Il sera notifié au concessionnaire, sans préjudice des recours qui pourront être exercés contre le concessionnaire.

Avant l’engagement de toute procédure juridictionnelle, les parties conviennent que les contestations qui naîtraient entre elles concernant l’interprétation ou l’exécution du présent cahier des charges doivent donner lieu à une tentative de conciliation. A cette fin, les contestations doivent être :

- portées devant la Commission permanente de conciliation. Une fois saisie par la partie la plus diligente, cette Commission dispose d'un délai de deux mois pour trouver un accord ;

 La FNCCR a été l'interlocuteur national d’Enedis et d’EDF S.A. pour l'établissement du modèle de contrat de concession. Elle est de ce fait l'organisme de représentation des collectivités concédantes qui en connaît le mieux l'esprit.

La FNCCR, Enedis et EDF S.A. sont convenus en conséquence de créer, au niveau national, une Commission permanente de Conciliation composée de six membres dont trois représentants du concessionnaire et trois représentants de la FNCCR.

- le cas échéant, portées à la connaissance du préfet en vue d’une conciliation éventuelle. Si aucune conciliation n’est trouvée, la partie la plus diligente peut saisir le tribunal compétent.

L’une ou l’autre de ces procédures de conciliation ne fait pas obstacle au droit pour l’une des parties de

saisir le juge compétent à titre conservatoire dans l’hypothèse où les délais de recours ne permettraient pas d’attendre l’issue de la conciliation.

Les parties s’informent mutuellement de tout recours contentieux portant sur le présent cahier des charges ou sur son interprétation.

Les dispositions précitées sont sans préjudice, pour la mission de développement et l’exploitation du réseau public de distribution d’énergie électrique, de celles prévues par l’article R. 111-19-8 du code de l’énergie permettant, à la demande d’au moins un quart des membres, l’inscription de points à l’ordre du jour du comité du système de la distribution publique d’électricité.

Article 51 — Impôts, taxes et contributions

Sans préjudice des dispositions de l’article 52 du présent cahier des charges, le concessionnaire, au titre de chacune de ses missions, s’acquitte de tous impôts, taxes et contributions qui sont ou seront mis à sa charge, de telle sorte que l’autorité concédante ne soit jamais inquiétée à ce sujet.

 Sont notamment à la charge du concessionnaire tous les impôts, taxes et contributions liés à l’existence des ouvrages de la concession. Dans le cas où l’autorité concédante, ou l’une de ses collectivités adhérentes, se verrait imposée à ce titre (par exemple pour l’impôt foncier relatif à un poste de transformation), le concessionnaire assumerait la charge correspondante sur simple demande de l’autorité concédante.

Les impôts, taxes et contributions, dont les taxes sur le chiffre d’affaires, incombant légalement au client sont, dans la mesure où le concessionnaire a la charge de leur collecte, répercutés par ce dernier sur le client, en complément des prix hors taxes de l’énergie livrée et des prestations visées au présent cahier des charges.

Article 52 — Modalités d’application de la TVA

A) TVA sur redevance de concession

La part de la redevance dite « d’investissement » prévue à l’article 4 et définie à l’article 2.3 de l’annexe 1 au présent cahier des charges est soumise à la TVA au taux normal dans les conditions du droit commun.

 En application de l’article 256 B du code général des impôts et conformément à l’instruction fiscale n°BOI-TVA-CHAMP-10-20-10-10 n°93, les collectivités qui, pour l’exploitation d’un service public, mettent à disposition d’un exploitant, à titre onéreux, les investissements qu’elles ont réalisés doivent être considérées comme assujetties à la TVA. La mise à disposition de ces investissements constitue en effet une activité économique consistant en l’exploitation de biens corporels en vue d’en tirer des recettes ayant un caractère de permanence.

Il n’en va autrement que lorsqu’il ressort des termes du contrat que cette redevance éventuelle est due à raison d’exigence d’intérêt général ou d’une contribution à l’exercice de l’autorité publique (par exemple pour permettre à la collectivité de supporter la charge de sa mission de contrôle).

En pratique, il appartiendra à l’autorité concédante de soumettre à la TVA au taux normal dans les conditions du droit commun la part dite « d’investissement » de la redevance.

B) TVA sur investissements réalisés par l’autorité concédante

En application du contrat de concession mentionné dans l’exposé introductif de la convention de concession et de ses avenants, et conformément aux dispositions fiscales alors en vigueur, l’autorité concédante a pu transférer au gestionnaire du réseau de distribution le droit à déduction de la taxe sur la valeur ajoutée ayant grevé les investissements dont elle a été maître d’ouvrage sur le réseau concédé.

 Conformément à l’article 210 de l’annexe II du code général des impôts, l’autorité concédante pouvait transférer au gestionnaire du réseau de distribution le droit à déduction de la taxe sur la valeur ajoutée ayant grevé les investissements dont elle avait été maître d’ouvrage sur le réseau concédé.

Le décret n°2015-1763 du 24 décembre 2015 a abrogé l’article 210 précité et met fin à la procédure de transfert du droit à déduction pour les dépenses d’investissements publics mis à disposition de délégataires de service public en application de contrats de délégation conclus à compter du 1er janvier 2016. Dans ce cas, l’autorité concédante est fondée à opérer directement la déduction de la taxe grevant les investissements réalisés sous sa maîtrise d’ouvrage sur le réseau concédé.

Dans le cas où le montant de la TVA ainsi récupérée par le gestionnaire du réseau de distribution ferait ultérieurement l’objet d’un redressement de la part du service des impôts, ce montant, majoré le cas échéant des pénalités légales mises à la charge du gestionnaire du réseau de distribution, lui serait remboursé par l’autorité concédante avant la fin du troisième mois suivant la date d’échéance de ce redressement, sauf si la cause du redressement était directement imputable au gestionnaire du réseau de distribution.

De même si, en cas de perte de jouissance des ouvrages concédés, notamment à l’expiration de la concession, le gestionnaire du réseau de distribution est amené à reverser au Trésor une partie de la TVA effectivement récupérée au titre des dépenses d’investissement réalisées par l’autorité concédante au cours des vingt années précédentes, l’autorité concédante remboursera au gestionnaire du réseau de distribution les sommes ainsi reversées au Trésor avant la fin du troisième mois suivant la date d’échéance de ce reversement.

En cas de retard dans le règlement des sommes ainsi dues, le gestionnaire du réseau de distribution pourra appliquer des intérêts de retard, au taux légal, en vertu des dispositions de l’article 1231-6 du code civil.

 Il s’agit des intérêts au taux légal fixé par décret en application de la loi n°75-619 du 11 juillet 1975.

C) TVA sur réfections de voirie publique

La collectivité gestionnaire de la voirie peut mettre à la charge du gestionnaire du réseau de distribution le montant des travaux de réfection de la voirie dont elle a été maître d’ouvrage, dans la mesure où ils sont consécutifs à la réalisation de travaux intéressant le réseau concédé.

Ce montant étant destiné à réparer les dommages causés à la voirie publique, il n’est pas soumis à la TVA.

 Conformément à l’instruction fiscale n°BOI-TVA-CHAMP-30-10-60-20 n°170.

Le cas échéant, la collectivité gestionnaire de la voirie est fondée à répercuter au gestionnaire du réseau de distribution le coût TTC acquitté au titre des travaux qu’elle aura confié à des entreprises extérieures.

 Selon les termes de l’annexe II à la circulaire interministérielle n° NOR/INT/B87/00120/C du 28 avril 1987, les dépenses contribuant au maintien ou au rétablissement des qualités superficielles de chaussées sont considérées comme des dépenses de fonctionnement pour les collectivités appliquant les instructions X00, X00 et M51 en matière budgétaire et comptable, et ne peuvent bénéficier des attributions du fond de compensation de la TVA.

D) Contributions hors champ d’application de la TVA

Sous réserve des dispositions réglementaires applicables, les contributions versées par le gestionnaire du réseau de distribution à l’autorité concédante dans le cadre de travaux prévus à l’article 8 du présent cahier des charges et à son annexe 2bis relative à la part couverte par le tarif d’utilisation des réseaux publics (PCT) pour les raccordements réalisés sous la maîtrise d’ouvrage de cette dernière ne sont pas soumises à la TVA.

E) Redressements en matière de TVA à l’initiative de l’administration fiscale

Dans l’hypothèse où l’autorité concédante ferait l’objet d’une notification de redressement en matière de TVA collectée sur les contributions versées par le concessionnaire en application du contrat, ces redressements de TVA collectée feront l’objet de factures rectificatives avec TVA à l’attention du concessionnaire en vue de leur paiement, et ce, considérant que le point de départ du droit à déduction pour le concessionnaire est l’émission de la facture rectificative par l’autorité concédante.

Article 53 — Agents du gestionnaire du réseau de distribution

Les personnes que le gestionnaire du réseau de distribution fait assermenter pour la surveillance et la police de la distribution et de ses dépendances seront munies d’un titre attestant de leurs fonctions.

Article 54 — Élection de domicile

Le concessionnaire fait élection de domicile à :

Pour le gestionnaire du réseau de distribution:

Enedis Xxxxxxxxx Xxxxx Xxxxxxx

0 xxx Xxxxx Xxxxxxxxxxx – XX 00000 00000 XXXXXXXX Xxxxx 0

Pour le fournisseur aux tarifs réglementés de vente : EDF – Direction Commerce Régionale Monsieur le Directeur EDF Commerce

0 xxx Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxx, ACI B001 – Wood Park, 31096 TOULOUSE Cedex 1

Article 55 — Documents annexés au cahier des charges

Sont annexés au présent cahier des charges les documents suivants :

- Annexe 1, définissant notamment les modalités convenues entre autorité concédante et concessionnaire concernant :

x xx xxxxxxxxx prévue à l’alinéa A) de l’article 4 du cahier des charges,

 la répartition de la maîtrise d’ouvrage entre l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution,

 l’intégration des ouvrages dans l’environnement, en application des dispositions de l’article 8 du cahier des charges,

 le cas échéant, d’autres adaptations locales du contrat ;

- Annexe 2, définissant le schéma directeur des investissements et les programmes pluriannuels y compris son annexe 2A ;

- Annexe 2bis, relative au versement par le gestionnaire du réseau de distribution à l’autorité concédante maître d’ouvrage de travaux de raccordement de la part couverte par le tarif (PCT) ;

- Annexe 3, définissant les modalités applicables pour la détermination de la contribution des tiers aux frais de raccordement et de renforcement ;

- Annexe 4, définissant les tarifs réglementés de vente conformément à l’article L. 337-4 du code de l’énergie ;

- Annexe 5, relative au tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité ;

- Annexe 6, relative aux catalogues des prestations et services du gestionnaire du réseau de distribution ;

- Annexes 7 et 7bis, définissant les conditions générales de vente aux clients qui bénéficient des tarifs réglementés (résidentiels et non résidentiels) ;

- Annexe 8, décrivant les principes des contrats d’accès au réseau appliqués par le gestionnaire du réseau de distribution et leurs modalités de consultation ;

Les annexes au présent cahier des charges font partie intégrante du contrat de concession.

Les annexes 3, 4, 5, 6, 7, 7bis, 8 sont mises à jour dans les conditions fixées au présent contrat, sans mettre en cause les dispositions de celui-ci et sans qu’il soit nécessaire d’en prendre acte par voie d’avenant.

ANNEXE 1

ARTICLE 1 OBJET

1.1. La présente annexe a pour objet de définir les modalités pratiques de mise en œuvre de certaines des dispositions du cahier des charges, notamment celles figurant à ses articles 4, 6, 7, 8 et 44 et plus généralement, les modalités particulières convenues entre les parties pour l’exécution du contrat de concession.

1.2. Toute modification des dispositions de la présente annexe se fera par voie d’avenant au contrat de concession. Les parties peuvent néanmoins convenir, lorsqu’il s’agit d’une simple mise à jour, que cette modification pourra se faire par simple échange de lettres entre le représentant légal de l’autorité concédante et le concessionnaire.

ARTICLE 2 REDEVANCE DE CONCESSION

2.1. Contrepartie de dépenses supportées par l’autorité concédante au bénéfice des missions de service public faisant l’objet de la présente concession, la redevance annuelle de concession prévue à l’alinéa A) de l’article 4 du cahier des charges, financée par le prix du service rendu aux clients du service public, comporte deux parts :

- la première, dite "de fonctionnement", couvre des dépenses annuelles de fonctionnement supportées par l’autorité concédante pour l’exercice du pouvoir concédant dans la présente concession, au titre des deux missions visées à l’article 1 du cahier des charges, telles que : contrôle de la bonne exécution du contrat de concession, conseils donnés pour l’utilisation rationnelle de l’électricité et pour la bonne application des tarifs, règlement des litiges entre les clients, le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés de vente, coordination des travaux du gestionnaire du réseau de distribution et de ceux de voirie et des autres réseaux, études générales sur l’évolution du service concédé ou secrétariat.

Cette redevance, dite « de fonctionnement », permet également, à titre accessoire, de financer certaines actions de l’autorité concédante permettant d’ancrer le réseau concédé dans la transition énergétique parmi celles ci-après :

 les études d’optimisation du raccordement des infrastructures intelligentes de recharge de véhicules électriques,

 les études permettant de réaliser des schémas directeurs dans le domaine de l’énergie,

 la conception de systèmes intelligents de pilotage de l’éclairage public dès lors que ces systèmes favorisent une gestion optimisée du réseau de distribution,

 les actions de sensibilisation à la maîtrise de la consommation d’électricité, y compris celles relatives au déploiement des compteurs communicants,

 l’accompagnement des éco-quartiers par la mise à disposition de données de consommation et de production d’électricité.

L’autorité concédante informe chaque année le concessionnaire des actions menées dans le cadre défini au paragraphe ci-dessus.

Cette part de la redevance est désignée ci-après par le terme R1 ;

- la deuxième part, dite "d'investissement", est la contrepartie d’un service rendu par l’autorité concédante consistant en la mise à disposition d’ouvrages établis ou modifiés postérieurement à l’entrée en vigueur du présent contrat et financés en tout ou partie par l’autorité concédante.

Cette redevance peut également représenter une fraction des dépenses d’investissement de l’autorité concédante ou de ses communes ou groupements de communes membres permettant de mettre en œuvre, dans l’intérêt du réseau public de distribution concédé, les dispositions légales relatives à la transition énergétique, notamment celles permettant de différer ou d’éviter le renforcement de ce réseau.

Le montant de la redevance d’investissement est fixé conformément aux dispositions du

2.3 ci-après.

Cette part de la redevance est désignée ci-après par le terme R2.

2.2. Part de la redevance dite "de fonctionnement"

2.2.1. Pour une année donnée, la détermination de R1 fait intervenir les valeurs suivantes :

- LC, longueur, au 31 décembre de l’année précédente, des réseaux concédés situés sur le territoire des communes de la concession (en km) ;

- PC, population municipale1 des communes de la concession ;

- PD, population municipale1 desservie par le concessionnaire dans le département où se situe la concession ;

Par exception, lorsque le département dans lequel se situe la concession comprend au moins une métropole2 ou une communauté urbaine et :

o si la concession comprend l’ensemble des communes desservies par le concessionnaire dans le département et ne faisant pas partie d’une métropole 2 ou d’une communauté urbaine : PD est égal à PC ;

o si une partie des communes de la concession fait partie d’une métropole 2 ou d’une communauté urbaine : PD est égal à la population municipale desservie par le concessionnaire dans le département en dehors des communes desservies par le concessionnaire de cette métropole ou de cette communauté urbaine qui ne sont pas dans le périmètre de la concession ;

o si l’autorité concédante est une métropole2 ou une communauté urbaine, exerçant directement sa compétence d’autorité concédante sur tout ou partie de son territoire : PD est égal à la population municipale de cette métropole ou de cette communauté urbaine desservie par le concessionnaire.

- D, durée de la concession, exprimée en années, définie à l’article 48 du cahier des charges ;

- ING0, valeur ING0 du contrat de concession signé le 23 juillet 1993 par le Syndicat Xxxxxxxxxxxxx x’Xxxxxxx xx Xxxxx Xxxxxxx;

1 Nombre d’habitants, selon le dernier recensement officiel de l’INSEE, à avoir été publié au 31 décembre de l’année précédente.

2 Au sens du code général des collectivités territoriales et disposant de la compétence de concession de distribution publique

d’électricité.

- ING, index « ingénierie »3 ;

2.2.2. Le montant de la part R1 est déterminé, en euros, comme suit

2.2.2.1. Part R1 calculée

a- Au titre de l’année d’entrée en vigueur du présent contrat :

R11 = (10,5 LC1 + 0,23 PC1) x (1+PC1/PD1) x (0,02 x D + 0,5) x (0,15 + 0,85 ING1 /

ING0)

où R11 désigne la valeur de la part R1 calculée au titre de l’année d’entrée en vigueur du contrat et

LC1, PC1, PD1 et ING1 désignent respectivement les valeurs LC, PC, PD et ING retenues pour ledit calcul. La valeur du terme de regroupement (1+PC1/PD1) ne peut excéder 2.

b- Au titre de chaque année suivante :

où :

R1n = R1n-1 x [LCn / LCn-1 + PCn / PCn-1 + (0,15 + 0,85 x INGn / INGn-1 )] / 3

- R1n, LCn, et PCn désignent respectivement la valeur de la part R1 calculée au titre de l’année n

et les valeurs LC et PC retenues pour ledit calcul en année n ;

- R1n-1, LCn-1, PCn-1 et INGn-1 désignent respectivement la valeur de la part R1 calculée au titre de l’année précédente et les valeurs LC, PC et ING retenues pour ledit calcul en année n-1 ;

- INGn valeur de l’index « ingénierie » 3 du mois de décembre de l’année précédant l’année n.

En cas d’avenant de modification du périmètre de la concession prenant effet en année n, R11 est recalculée au nouveau périmètre conformément aux stipulations du a- ci-dessus, en retenant les valeurs de LC1 et de PC1 correspondant au nouveau périmètre de la concession. La valeur R1n de

l’année d’entrée en vigueur de l’avenant et de chaque année suivante est ensuite calculée conformément aux stipulations du présent paragraphe.

2.2.2.2. Part R1 à verser

Le montant R1 calculé selon les modalités définies au 2.2.2.1. ci-dessus est modifié, le cas échéant, de façon à respecter les valeurs minimale et maximale suivantes :

a- Montant minimal de la part R1

Le montant R11 dû au titre de l’année d’entrée en vigueur du présent contrat ne peut être inférieur aux valeurs figurant dans le tableau ci-dessous, dès lors que les conditions suivantes sont réunies :

- la durée de la concession définie à l’article 48 du cahier des charges est au moins égale à 20 ans,

- l’autorité concédante relève du régime urbain sur l’ensemble de son territoire, et le gestionnaire du réseau de distribution est maître d’ouvrage, sur le territoire de la concession,

3 Calculé ou publié par l’INSEE ou tout autre index qui lui serait substitué.

de l’ensemble des travaux sur le réseau public concédé, à l’exception éventuelle de ceux prévus au A) de l’article 8 du cahier des charges,

- l’autorité concédante ne perçoit aucune majoration de la redevance de concession du fait de la départementalisation du pouvoir concédant.

Population de la concession (PC)	Montant minimal de R11 (en euros)
70 000 habitants ≤ Pc < 100 000 habitants	30 000
100 000 habitants ≤ Pc < 200 000 habitants	120 000
200 000 habitants ≤ Pc < 300 000 habitants	190 000
300 000 habitants ≤ Pc < 450 000 habitants	240 000
450 000 habitants ≤ Pc	360 000

Au titre des années suivantes, le montant R1n calculé au titre de l’année n ne peut être inférieur, sous réserve du respect des conditions ci-dessus, à ces valeurs revalorisées chaque année en appliquant la formule d’indexation :

[LCn / LCn-1 + PCn / PCn-1 + (0,15 + 0,85 x INGn / INGn-1 )] / 3.

b- Montant maximal de la part R1

Le montant R11 dû au titre de l’année d’entrée en vigueur du présent contrat ne peut excéder :

- 500 000 x (0,15 + 0,85 ING1/ING0) euros,

- ou 600 000 x (0,15 + 0,85 ING1/ING0), lorsque la valeur de (1+PC1/PD1) est égale à 2.

Au titre des années suivantes, le montant R1n calculé au titre de l’année n ne peut excéder le montant maximal applicable l’année précédente, revalorisé en appliquant la formule d’indexation :

(0,15 + 0,85 INGn/INGn-1) x [(LCn / LCn-1 + PCn / PCn-1)/2].

Le montant de la part R1 de la redevance de concession à verser par le concessionnaire est égal à la part R1 calculée et modifiée, le cas échéant, selon les modalités précisées aux a- et b- ci-dessus, sans préjudice, le cas échéant, de l’application du 2.4 et du 2.5 ci-après.

2.3. Part de la redevance dite "d'investissement"

2.3.1. Pour une année donnée, la détermination de R2 fait intervenir les valeurs suivantes :

- B, montant total hors taxes en euros, mandaté au cours de l’année pénultième par l’autorité concédante au titre des travaux, à l’exclusion de toute opération de raccordement, dont elle a été maître d’ouvrage sur le réseau concédé :

o non financés en tout ou partie par des programmes d’aides pour l’électrification rurale ou par tout autre programme de péréquation des charges d’investissement financé avec le concours du concessionnaire qui lui serait adjoint ou substitué,

o après défalcation des montants des aides, participations et contributions relatives à ces travaux versés par le concessionnaire, dont les contributions prévues à l’article 10 du cahier des charges et l'abondement par ce dernier

des dépenses effectuées par l’autorité concédante en vue d'améliorer l’intégration des ouvrages dans l’environnement suivant les modalités prévues à l'article 4 ci-après, ainsi que de toute participation de tiers autres que les communes ou groupements de communes membres.

Le montant B est déterminé à partir des attestations d’investissement établies conformément au modèle joint à la présente annexe, mentionnant notamment la totalité des coûts exposés4 et les éventuels financements de tiers, adressés par l’autorité concédante au gestionnaire du réseau de distribution.

Dans l’éventualité où les documents ci-dessus ne suffiraient pas à établir la consistance et le coût des travaux effectivement supportés par l’autorité concédante, celle -ci communique également au gestionnaire du réseau de distribution tout document complémentaire probant.

- D, durée de la concession, exprimée en années, définie à l’article 48 du cahier des charges ;

- PC, population municipale1 des communes de la concession ;

- PD, population municipale1 desservie par le concessionnaire dans le département où se situe la concession ;

Par exception, lorsque le département dans lequel se situe la concession comprend au moins une métropole5 ou une communauté urbaine et :

- si la concession comprend l’ensemble des communes desservies par le concessionnaire dans le département et ne faisant pas partie d’une métropole5 ou d’une communauté urbaine : PD est égal à PC ;

- si une partie des communes de la concession fait partie d’une métropole5 ou d’une communauté urbaine : PD est égal à la population municipale desservie par le concessionnaire dans le département en dehors des communes desservies par le concessionnaire de cette métropole ou de cette communauté urbaine qui ne sont pas dans le périmètre de la concession ;

- si l’autorité concédante est une métropole5 ou une communauté urbaine, exerçant directement sa compétence d’autorité concédante sur tout ou partie de son territoire : PD est égal à la population municipale de cette métropole ou de cette communauté urbaine desservie par le concessionnaire.

- INGn, index « ingénierie »3 du mois de décembre de l’année précédant l’année n6 ;

- ING2016, valeur de l’index « ingénierie »3 du mois de décembre 2015, soit 108,2 ;

- C, le montant total hors taxes en euros, mandaté au cours de l’année pénultième par l’autorité concédante ou par ses communes ou groupements de communes membres, des investissements de rénovation de canalisations collectives et des dérivations individuelles associées établies avant la date mentionnée au B) de l’article 29 du présent cahier des charges, dans l’habitat existant et dans le cadre d’opérations de rénovation urbaine (ANRU) ou de réhabilitation de l’habitat vétuste ou insalubre soutenues par l’ANAH ou l’ADEME ou par d’autres dispositifs d’aides publiques ayant le même objet de

4 Les coûts de maîtrise d’œuvre sont inclus dans la mesure où ils correspondent aux coûts réels exposés justifiés à partir de la comptabilité de l’autorité concédante.

5 Au sens du code général des collectivités territoriales et disposant de la compétence de concession de distribution publique

d’électricité.

6 Pour toute valeur de n supérieure à 1.

réhabilitation, conformément à l’article 29, sous réserve de la production des éléments suivants :

o justificatif de l’éligibilité de l’opération,

o convention associant l’autorité concédante, le propriétaire et le gestionnaire du réseau de distribution décrivant les modalités de rénovation et d’intégration dans la concession des branchements collectifs électriques et fixant la participation financière des parties, selon un modèle établi au plan national.

- I, le montant total hors taxes en euros, mandaté au cours de l’année pénultième par l’autorité concédante ou par ses communes ou groupements de communes membres, des dépenses d’investissement permettant de mettre en œuvre, pour le réseau public de distribution concédé, les dispositions légales relatives à la transition énergétique, et permettant notamment de différer ou d’éviter le renforcement de celui-ci.

Les investissements suivants sont éligibles au terme I :

- les systèmes intelligents de pilotage de l’éclairage public permettant de réduire la puissance appelée en pointe et les luminaires à basse consommation, à savoir la source lumineuse, l’appareillage et l’optique associés, et le cas échéant les dépenses d’investissement des travaux fatals relatifs à la mise en place de ces luminaires à basse consommation, permettant de réduire d’au moins 50% la puissance maximale appelée par les installations d’éclairage public faisant l’objet des travaux, ayant pour effet de réduire à terme les dépenses de renforcement du réseau public de distribution concédé,

- les investissements sur les réseaux d’éclairage public rendus nécessaires par l’intégration dans l’environnement de conducteurs aériens du réseau de distribution, non électriquement ou non physiquement séparés du réseau d’éclairage public situés sur les mêmes supports, à l’initiative du gestionnaire du réseau de distribution ou dans le cadre de travaux réalisés en application du A) de l’article 8 du cahier des charges,

- les dispositifs de pilotage des infrastructures de recharge de véhicules électriques ayant pour effet de réduire à terme les dépenses de renforcement du réseau public de distribution concédé,

- les dispositifs de stockage d’énergie dédiés au soutien du réseau public de distribution d’électricité, et présentant un avantage technico-économique pour le réseau public de distribution concédé,

- les diagnostics et études préalables ayant effectivement conduit à la réalisation des investissements susmentionnés.

La prise en compte dans les termes I et C des dépenses d’investissement ci-dessus est par ailleurs subordonnée au respect des conditions suivantes :

- ces investissements ne doivent faire l’objet d’aucun autre financement de la part du gestionnaire du réseau de distribution ou par des programmes d’aides pour l’électrification rurale ou par tout autre programme de péréquation des charges d’investissement financé avec le concours des gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité qui lui serait adjoint ou substitué ;

- en vue d’assurer la bonne mise en œuvre du présent paragraphe et la prévention de différends relatifs à l’éligibilité aux termes I et C, l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution conviennent de se concerter chaque année sur les investissements envisagés au titre de ces deux termes.

Le montant à prendre en compte au titre des termes I et C est déterminé :

- à partir des attestations d’investissement établies conformément au modèle joint à la présente annexe, mentionnant notamment les coûts exposés4 et les éventuels financements de tiers, adressées par l’autorité concédante au gestionnaire du réseau de distribution,

- après défalcation des montants des aides, participations ou contributions de tiers.

Le montant hors taxes par habitant des investissements pris en compte en année n ne peut excéder pour chacun des deux termes, la plus élevée des deux valeurs suivantes :

- 4 euros ou 4 euros x (0,4 + 0,6 INGn/ING2016) pour le terme I,

- 2 euros ou 2 euros x (0,4 + 0,6 INGn/ING2016) pour le terme C,

sans que la somme des investissements pris en compte dans les termes I et C de la part R2 de la redevance ne puisse excéder 4 euros ou 4 euros x (0,4 + 0,6 INGn/ING2016).

Lorsque le montant des investissements pris en compte respectivement dans le terme C et le terme I au titre de l’année n n’atteint pas la plus élevée des deux valeurs ci-dessus, la différence entre cette valeur et ce montant vient compléter, en tant que de besoin et à concurrence de la somme nécessaire, le montant des investissements susceptibles d’être pris en compte respectivement dans le terme C et dans le terme I au titre de la seule année n+1.

2.3.2. Le montant de la part R2 est déterminé, en euros, comme suit

2.3.2.1. Part R2 calculée

L’autorité concédante peut opter en début de contrat et à titre définitif pour l’une des formules de calcul ci-dessous :

R2 = [(0,6 B + 0,1 I) x (1+Pc/Pd) + 0,25 C] x (0,01 x D + 0,1)

R2 = [(0,5 B + 0,2 I) x (1+Pc/Pd) + 0,5 C] x (0,01 x D + 0,1)

Par exception, l’autorité concédante a la faculté de changer de formule de calcul une seule fois par période de 10 ans à compter de la date d’effet du contrat, sous réserve d’un délai de prévenance du gestionnaire du réseau de distribution de deux ans.

Le montant de la part R2 déterminé ci-dessus est majoré, le cas échéant, selon les dispositions du paragraphe 2.4 ci-dessous. Ce montant correspond à la part R2 calculée.

Ce montant s’entend hors toutes taxes.

2.3.2.2. Part R2 à verser

Le montant de la part R2 de la redevance de concession à verser par le concessionnaire au titre de l’exercice n est égal à la moyenne de la part R2 calculée selon les modalités précisées au 2.3.2.1. ci-dessus au titre de l’exercice n et des parts R2 payées au titre des quatre années précédentes, soit :

[R2versée au titre de n-4 + R2versée au titre de n-3 + R2versée au titre de n-2 + R2versée au titre de n-1 + R2calculée au titre de n] / 5

Lorsque l’autorité concédante relève du régime urbain sur l’ensemble de son territoire et que la population municipale des communes de la concession est inférieure à 70 000 habitants, la part R2 est égale à 0.

Lorsque l’autorité concédante est une métropole7 ou une communauté urbaine qui regroupe dans un seul contrat de concession tout ou partie des communes de son périmètre de compétence d’autorité organisatrice de la distribution publique d’électricité et que le gestionnaire du réseau de distribution est maître d’ouvrage, sur le territoire de la concession, de l’ensemble des travaux sur le réseau public concédé, à l’exception éventuelle de ceux prévus au A) de l’article 8 du cahier des charges, des modalités locales d’application du présent paragraphe au titre des quatre premières années peuvent être prévues à l’article 13 de la présente annexe du contrat.

2.3.2.3. Clause de revoyure

Lorsque 5 ans au moins se seront écoulés à compter de la date de signature de l’accord-cadre entre la FNCCR, France Urbaine, Enedis et EDF du 21 décembre 2017, la liste des investissements éligibles aux termes I et C de la part R2 de la redevance de concession et leurs modalités de prise en compte dans ladite part R2 seront, en tant que de besoin, modifiés dans le cadre d’un accord national, de façon à tenir compte du retour d’expérience de la mise en application locale du modèle de contrat annexé à l’accord-cadre précité et des éventuelles évolutions des technologies de réseau dans le contexte de la transition énergétique.

2.4. Majoration de la redevance pour départementalisation

La redevance de concession déterminée au 2.2 et au 2.3 ci-dessus est majorée, comme défini ci- après, dès lors que la concession regroupe dans un département l’ensemble des communes du territoire desservi par le concessionnaire au 31 décembre de l’année précédant le calcul de la redevance.

Pour chaque année calendaire n, la majoration départementale versée par le concessionnaire à l’autorité concédante est égale à : 150 000 euros + 25% x R2 calculée + 25% de la somme des parts

couvertes par le tarif versées par le concessionnaire au cours de l’année n-1, dans la limite de la plus forte des deux valeurs : 300 000 euros et 300 000 x (0,8 + 0,2 x INGn/ING2009) euros,

où :

- INGn valeur de l’index « ingénierie »3 du mois de décembre de l’année précédant l’année n ;

- ING2009, valeur de l’index « ingénierie »3 du mois de décembre 2008, soit 98,6 (base 2010) ;

- les parts couvertes par le tarif sont celles définies à l’annexe 2bis.

7 Au sens du code général des collectivités territoriales et disposant de la compétence de concession de distribution publique d’électricité

A la signature du contrat, l’autorité concédante décide d’affecter en totalité la majoration ainsi calculée à la part R1 de la redevance de concession. Le montant affecté à la part R1 ne peut être inférieur à 100 000 euros.

Conformément à l’accord-cadre signé entre la FNCCR, France Urbaine, Enedis et EDF le 21 décembre 2017 :

- la majoration départementale calculée chaque année n dans les conditions prévues au 2ème alinéa du présent paragraphe est affectée par l’autorité organisatrice à chacune des parts R1 et R2, sans modification de la répartition en pourcentage appliquée l’année d’entrée en vigueur du contrat ;

- le montant de la part R1 à verser chaque année dans les conditions prévues au paragraphe

2.2.2. ci-dessus est majoré du montant en euros calculé selon la répartition convenue ci-dessus ; le total ainsi obtenu correspond à la part R1 de la redevance à verser à l’autorité concédante ;

- le montant de la part R2 calculée chaque année selon les modalités précisées au paragraphe

2.3.2.1. ci-dessus est majoré du montant en euros calculé selon la répartition convenue ci-dessus.

2.5. Pour la détermination du montant de la redevance à verser au titre des années calendaires de l’entrée en vigueur du contrat et de l’expiration de celui-ci, il sera procédé comme suit :

- la valeur des termes R1 et R2 correspondant à la totalité de l’année calendaire en cause sera calculée conformément aux modalités précédentes,

- le montant à verser par le concessionnaire au titre de chaque part sera égal au produit du terme correspondant ainsi calculé par le rapport du nombre de jours de l’année calendaire en cause restant à courir à compter de la date d’entrée en vigueur du contrat – ou écoulés jusqu’à la date d’expiration de celui-ci – au nombre total de jours de cette année.

2.6. Avant le 30 mars, le gestionnaire du réseau de distribution transmet à l’autorité concédante la valeur de LC. La redevance fait l’objet d’un état détaillé adressé par l’autorité concédante au gestionnaire du réseau de distribution avant le 15 avril de l’année au titre de laquelle elle est

due. Cet état détaillé comprend les éléments de calcul et les pièces justificatives prévues au paragraphe 2.3 ci-dessus. Avant le 15 juin, le gestionnaire du réseau de distribution fait part de ses observations éventuelles sur cet état détaillé. Le titre de recette est établi et transmis avant le 1er juillet de ladite année par l’autorité concédante au gestionnaire du réseau de distribution. Il comprend notamment les mentions obligatoires en vertu de la réglementation relative à la TVA. La redevance est versée par le gestionnaire du réseau de distribution avant le 31 juillet de ladite année.

Tout retard dans la transmission des éléments mentionnés à l’alinéa ci-dessus se traduit par un report du même nombre de jours des échéances mentionnées au même alinéa et du versement de la redevance. Il en va de même en cas de réception d’éléments incomplets.

En cas de retard du gestionnaire du réseau de distribution dans le règlement de la redevance, l’autorité concédante pourra, sauf si ce retard est de son fait, appliquer des intérêts de retard selon les dispositions de l’article 1231-6 du code civil.

ARTICLE 3 REDEVANCES D’OCCUPATION

DU DOMAINE PUBLIC COMMUNAL

Le gestionnaire du réseau de distribution versera à chaque gestionnaire du domaine public concerné les redevances dues en raison de l’occupation du domaine public communal en application de la législation en vigueur et mentionnées à l’article 4 B) du cahier des charges.

En cas d’accord à cet effet entre ces gestionnaires et l’autorité concédante, dûment notifié au gestionnaire du réseau de distribution, ce dernier pourra verser à l’autorité concédante les redevances d’occupation du domaine public communal concernées.

ARTICLE 4 INTEGRATION DES OUVRAGES

DANS L’ENVIRONNEMENT

A - En application du A) de l’article 8 du cahier des charges, le gestionnaire du réseau de distribution participe à raison de 40 % du coût hors TVA au financement de travaux réalisés sous la maîtrise d’ouvrage de l’autorité concédante aux fins d’intégration des ouvrages de la concession dans l’environnement, dans les conditions ci-après.

Le montant de cette contribution est fixé chaque année d’un commun accord entre les parties, à partir de l’examen du programme de travaux prévu dans ce domaine par l’autorité concédante, en tenant compte de l’évolution éventuelle du périmètre, des caractéristiques de la concession et de l’apport de ces travaux à la sécurisation des réseaux, en dehors des programmes d’aides pour l’électrification rurale ou de tout autre programme de péréquation des charges d’investissement financé avec le concours des gestionnaires de réseau de distribution d’électricité qui lui serait adjoint ou substitué.

Si certaines opérations du programme de l’année n ne sont pas achevées au 31 décembre de l’année n, ces opérations seront imputées sur le montant de la contribution de l’année n, sous réserve qu’elles soient achevées avant le 31 décembre de l’année n+1.

Le montant de la contribution ainsi convenu est versé suivant des modalités et dans des délais définis d’un commun accord entre l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution.

En cas de retard du concessionnaire dans le versement de cette contribution — ou de l’une de ses fractions, si celle-ci doit être versée en plusieurs fois — l’autorité concédante peut, sauf si ce retard est de son fait, appliquer des intérêts de retard selon les dispositions de l’article 1231-6 du code civil.

B - Les périmètres et pourcentages visés aux alinéas 2, 3 et 4 du B) de l’article 8 du cahier des charges sont définis comme suit :

a) Périmètre visé à l’alinéa 2 :

Les nouvelles canalisations sont souterraines ou posées suivant la technique des réseaux sur façades d’immeubles ou toute autre technique appropriée lorsqu’elles se situent, selon la perspective visuelle, dans un périmètre de 500 m8 autour des immeubles classés parmi les monuments historiques ou inscrits à l’inventaire supplémentaire, ainsi que dans les sites classés ou inscrits.

b) Pourcentage visé à l’alinéa 3 :

8 On indiquera ici une distance, par exemple 500 m, ou l’on annexera un plan délimitant la zone où les réseaux de la concession sont établis en technique discrète.

En agglomération et en dehors des zones définies en a) (la zone agglomérée est définie par la position des panneaux d’entrée et de sortie d’agglomération prévus par le code de la route)

: les nouvelles canalisations sont souterraines ou posées suivant la technique des réseaux sur façades d’immeuble ou tout autre technique appropriée, selon un pourcentage minimal de 80% de la longueur totale construite annuellement par le gestionnaire du réseau de distribution dans la zone faisant l’objet du présent alinéa.

c) Pourcentage visé à l’alinéa 4 :

En dehors des zones définies aux a) et b) ci-dessus, les nouvelles canalisations sont souterraines ou posées suivant la technique des réseaux sur façades d’immeubles ou toute autre technique appropriée, selon un pourcentage minimal de 60% de la longueur totale construite annuellement par le gestionnaire du réseau de distribution dans la zone faisant l’objet du présent alinéa.

ARTICLE 5 MAITRISE D’OUVRAGE

A) Répartition de la maîtrise d’ouvrage

Pour l’application des articles 6, 7 et 8 du cahier des charges, conformément à l’accord-cadre signé entre la FNCCR, France Urbaine, Enedis et EDF le 21 décembre 2017, la répartition de la maîtrise d’ouvrage des travaux sur les réseaux concédés est établie en fonction de l’origine et de la nature des travaux et de la catégorie des communes comme suit9 :

Origine des travaux	Nature des travaux	Catégorie de communes
Origine des travaux	Nature des travaux	Urbaine	Rurale
Renforcements
Levée de contrainte électrique des réseaux BT	Renforcement des réseaux BT et, si nécessaire, remplacement ou création, et raccordement d’un poste de transformation associé	Enedis	SDEHG
Levée de contrainte électrique des réseaux HTA	Renforcement des réseaux HTA	Enedis	Enedis
Sécurisation
Amélioration de la continuité d’alimentation du réseau concédé	Sécurisation des réseaux BT	Enedis	Enedis SDEHG: FACE S et S’, et Art. 8
Raccordement
Extensions HTA	Extension HTA pour le raccordement des ZAC, PAE, ZA	Enedis	Enedis
	Extension HTA pour le raccordement des installations de consommation dont la puissance de raccordement est supérieure à 250kVA	Enedis	Enedis

9 Le cas échéant, une 3ème catégorie de commune pourra être rajoutée pour tenir compte des communes urbaines qui reversent au moins la moitié de la TCCFE qu’elles perçoivent ou lorsque le concédant conserve au moins la moitié de la TCCFE lorsqu’il collecte cette taxe en lieu et place de ces communes. Pour les communes d’au moins 70 000 habitants, la part de la TCCFE dont l’autorité concédante doit avoir la disposition est réduite à 35%.

Origine des travaux	Nature des travaux	Catégorie de communes
Extensions HTA	Extension HTA pour le raccordement d’un poste HTA/BT nécessaire pour desservir de nouvelles installations de consommation dont les puissances de raccordement sont inférieures ou égales à 250kVA	Enedis	SDEHG
	Extension HTA pour le raccordement des installations collectives	Enedis	SDEHG
	Extension HTA pour le raccordement des installations de production	Enedis	Enedis
Raccordement
Extensions BT	Extension BT pour le raccordement individuel d’une installation de consommation (hors installation communale ou intercommunale)	Enedis	SDEHG
	Extension BT pour le raccordement individuel d’une installation de consommation communale ou intercommunale	SDEHG	SDEHG
	Extension BT pour le raccordement d’une installation de consommation collective (au moins 3 PDL), immeuble, lotissement hors ZAC et hors terrain de l’assiette de l’opération,	Enedis	SDEHG
	Extension BT pour le raccordement d’une installation de consommation collective dans les XXX	Xxxxxx	Enedis
	Extension BT pour le raccordement d’une installation de production ≤ 6 kVA simultané avec une installation individuelle de consommation	Enedis	SDEHG
	Extension BT pour le raccordement de bâtiments publics neufs comportant simultanément de la production d’électricité pour une puissance inférieure ou égale à 36 kVA et de la consommation	Enedis	SDEHG
	Extension BT pour le raccordement de toute autre installation de production	Enedis	Enedis
Branchements	Branchement individuel BT d’une installation de consommation sans extension BT (hors installation communale ou intercommunale)	Enedis	SDEHG(*)
	Branchement individuel BT d’une installation de consommation communale ou intercommunale	SDEHG	SDEHG
	Branchement individuel BT d’une installation de consommation suite à extension BT	Enedis	SDEHG
	Branchement de toute installation de production	Enedis	Enedis
	Branchement individuel BT inférieur ou égal à 250kVA d’une installation de consommation avec ou sans production suite à extension dans le cadre d’une suppression d’un branchement HTA ou BT	Enedis	Enedis
Ouvrages BT et HTA sur terrain d'assiette des raccordements collectifs	Ouvrages de branchement et d'extension BT et HTA sur terrain d'assiette d'une opération collective (immeuble, lotissement, ZAC…)	Enedis	Enedis
Intégration des ouvrages dans l’environnement	Effacements BT	SDEHG	SDEHG
Déplacements d’ouvrage	Déplacements d’ouvrage à la demande de tiers	Enedis	Enedis

(*) sauf rajout de dérivation(s) individuelle(s)

B) Définitions

Dans le tableau ci-dessus, le caractère « Urbain » ou « Rural » des communes de la concession est défini comme suit :

Commune rurale : commune dans laquelle les travaux réalisés par l’autorité concédante sont éligibles aux aides à l’électrification rurale mentionnées à l’article L.2224 -31 du code général des collectivités territoriales (CGCT), dans les conditions définies par la réglementation.

Commune urbaine : toute autre commune de la concession.

Dans le tableau ci-dessus, la nature des travaux est définie comme suit :

Renforcement des réseaux BT : travaux ayant pour objet la résorption des contraintes existantes de tension, d'intensité et de capacité sur le réseau BT, laquelle peut notamment concourir à l’amélioration de l’efficacité énergétique du réseau ; ils incluent le renforcement des réseaux BT et, le cas échéant, des postes HTA/BT et la reprise de la liaison au réseau HTA.

Renforcement des réseaux HTA : tous les travaux de renforcement des réseaux HTA.

Sécurisation des réseaux BT : travaux réalisés sur les réseaux BT aériens en vue de réduire la fréquence et l’impact des ruptures d’alimentation en énergie électrique en cas d’intempéries sévères, par dépose des réseaux BT fil nu en l’absence de contraintes électriques, avec en priorité la dépose du réseau BT fil nu de faible section. Ces travaux consistent en une amélioration de la résistance mécanique des ouvrages par le remplacement des conducteurs nus en basse tension par du câble torsadé ou par la mise en souterrain de réseau aérien.

Extension HTA pour le raccordement d’une installation de consommation ou de production : extensions HTA au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement HTA d’une installation de consommation ou de production.

Extension BT pour le raccordement individuel d’une installation de consommation communale ou intercommunale : extension BT au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement individuel d'une installation de consommation communale ou inter communale.

Extension BT pour raccordement individuel d’une installation de consommation (hors installation communale ou inter communale) : extension BT au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement individuel d'une installation de consommation, à l'exception d'une installation communale ou inter communale.

Extension BT pour raccordement d’une installation de consommation collective (au moins 3 PDL) sous maîtrise d'ouvrage communale ou intercommunale (immeuble, lotissement) hors ZAC et hors terrain d’assiette de l’opération: extension BT au sens du décret de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement d'une installation de consommation collective (au moins 3 PDL) sous maîtrise d'ouvrage communale ou intercommunale (immeuble, lotissement).

Extension BT pour le raccordement d’une installation de consommation collective dans les ZAC : extension BT au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement d'une installation de consommation collective dans les ZAC.

Extension BT pour le raccordement d’une installation de production ≤ 6 kVA simultané avec le raccordement d’une installation individuelle de consommation : extension BT au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement d'une installation de production ≤ 6 kVA simultané avec une installation individuelle de consommation.

Extension pour le raccordement de bâtiments publics neufs comportant simultanément de la production d’électricité pour une puissance inférieure ou égale à 36 kVA et de la consommation : extension BT au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement d'une installation de production ≤ 36 kVA simultané avec le raccordement d’un bâtiment public neuf.

Extension BT pour le raccordement de toute autre installation de production : extension BT au sens de l’article D. 342-2 du code de l’énergie et du présent cahier des charges pour le raccordement de toute installation de production (hors raccordement d’une installation de production ≤ 6 kVA simultané avec une installation individuelle de consommation ou raccordement d’une installation de production ≤ 36 kVA simultané avec un bâtiment public neuf).

Branchement individuel BT d’une installation de consommation sans extension : branchement au sens de l’article D. 342-1 du code de l’énergie et du présent cahier des charges d’une installation de consommation réalisé sans extension.

Branchement individuel BT d’une installation de consommation suite à extension : branchement au sens de l’article D. 342-1 du code de l’énergie et du présent cahier des charges d’une installation de consommation BT réalisé avec extension.

Branchement de toute installation de production : branchement au sens de l’article D. 342-1 du code de l’énergie et du présent cahier des charges de toute installation de production.

Ouvrages de branchement et d'extension BT sur terrain d'assiette d'un raccordement collectif (au moins 3 PDL) (immeuble, lotissement, ZAC) : travaux de branchement ou d’extension sur le terrain d’assiette d’une opération de raccordement collectif .

Effacement : travaux d'effacement dont la finalité est l'amélioration de l’intégration des ouvrages dans l’environnement, laquelle peut notamment concourir à la sécurisation du réseau, par de l’enfouissement ou de la pose suivant la technique des réseaux sur façades d’immeubles ou toute autre technique appropriée.

ARTICLE 6

MISE A DISPOSITION DE L’AUTORITE CONCEDANTE D’INFORMATIONS SUR L’ETAT DU RESEAU CONCEDE

Chaque année, le gestionnaire du réseau de distribution fournit sans facturation additionnelle à l’autorité concédante, à sa demande, les informations nécessaires (état décrivant les contraintes, y compris la chute de tension dans le transformateur, et caractéristiques du réseau basse tension) lui permettant d’identifier le nombre et la localisation des départs du réseau basse tension nécessitant des travaux de renforcement relevant de sa maîtrise d’ouvrage et, le cas échéant, de procéder à l’instruction des avis d’urbanisme.

Cette communication est accompagnée d’un avis du gestionnaire du réseau de distribution précisant les départs pour lesquels des travaux de renforcement sont à réaliser de façon prioritaire. L’autorité concédante informe le gestionnaire du réseau de distribution de son programme prévisionnel de travaux.

En outre, le gestionnaire du réseau de distribution met à disposition de l’autorité concédante, à sa demande, des données qualifiées ou des informations issues des dispositifs de comptage aux fins de suivi de la qualité de fourniture. Les données à caractère personnel ne peuvent être communiquées par le gestionnaire du réseau de distribution à l’autorité concédante qu’après le consentement de la personne concernée.

ARTICLE 7 TRAVAUX SOUS TENSION

Le gestionnaire du réseau de distribution s’engage à réaliser ou faire réaliser sous tension les travaux dont il est maître d’ouvrage sur le réseau concédé, aussi bien en haute qu’en basse tension, dans tous les cas où ce mode d’intervention est techniquement possible et conforme à l’intérêt général.

L’autorité concédante, pour les travaux dont elle assure la maîtrise d’ouvrage, fait réaliser ceux- ci sous tension, dans tous les cas où ce mode d’intervention est techniquement possible et conforme à l’intérêt général, sauf disposition contraire convenue entre les parties.

ARTICLE 8

COMPTE-RENDU ANNUEL D’ACTIVITE DE LA CONCESSION

Le concessionnaire communique chaque année à l’autorité concédante, dans le cadre du compte- rendu d’activité du concessionnaire afférent à la concession, établi conformément à l’article 44 du cahier des charges, les indicateurs suivants :

A) Indicateurs relatifs à la mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’électricité

1° Caractéristiques de la concession

 Nombre d’utilisateurs desservis par le réseau concédé

 Quantités d’énergie acheminée (en kWh)

 Recettes d'acheminement détaillées par puissance

 Quantité d’énergie produite par type de production (en kWh)

 Puissance nouvelle raccordée (consommation / production en kVA)

 Nombre de compteurs Linky posés

 Nombre de compteurs Linky communicants posés.

2° Indicateurs descriptifs physiques des ouvrages

 Nombre de kilomètres de réseau relevant du domaine de tension HTA

 Nombre de kilomètres de réseau relevant du domaine de tension BT, dont

- Longueur des fils nus de faibles sections (≤14 mm² Cu et ≤22 mm² Alu)

 Longueur moyenne des 10% de départs les plus longs (km)

 Taux d’enfouissement du réseau HTA

 Taux d’enfouissement du réseau BT

 Répartition par tranche d’âge de 10 ans des différents types d’ouvrage

 Nombre de postes HTA/BT par catégories :

- dont poste sur poteau H61

- dont poste cabine haute

- dont poste cabine basse

 Nombre moyen d’OMT/départ HTA aérien

3° Indicateurs relatifs aux raccordements

 Nombre de raccordements neufs de consommateurs au réseau public de distribution réalisés

- dont nombre de raccordements en BT concernant des installations de consommation de puissance inférieure à 36kVA

- dont raccordements individuels sans adaptation de réseau

- dont raccordements collectifs sans adaptation de réseau

- dont raccordements individuels et collectifs avec adaptation de réseau

- dont nombre de raccordements en BT concernant des installations de consommation de puissance comprise entre 36kVA et 250kVA

- dont nombre de raccordements en moyenne tension HTA

 Nombre de raccordements neufs d’installations de production de puissance inférieure ou égale à 36kVA réalisés

- dont nombre de raccordements sans adaptation de réseau

- dont nombre de raccordements avec adaptation de réseau

 Envoi des devis de raccordement :

- taux de devis de raccordement envoyés dans les délais pour les consommateurs BT individuels de puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA (sans adaptation de réseau)

- délai moyen d'envoi du devis pour les consommateurs BT individuels de puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA (sans adaptation de réseau)

- taux de devis de raccordement envoyés dans les délais pour les producteurs BT de puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA (sans adaptation de réseau)

- délai moyen d'envoi du devis pour les producteurs BT de puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA (sans adaptation de réseau).

4° Indicateurs de performance : qualité de la distribution et continuité d’alimentation

 Durée moyenne annuelle de coupure perçue par un client alimenté en BT, toutes causes d’interruption confondues (en minutes)

 Durée moyenne annuelle de coupure perçue par un client alimenté en BT, toutes causes d’interruption confondues, hors incident exceptionnel10 (en minutes)

- dont l’origine de l’incident est située sur le réseau d’électricité géré par une société gestionnaire d’un réseau de transport d’électricité

- dont l’origine de l’incident est située au niveau d’un poste source

- dont l’origine de l’incident est située sur un ouvrage du réseau public de distribution d’électricité relevant du domaine de tension HTA (« incident HTA »)

10 Les incidents exclus des statistiques de coupure de façon à déterminer l’indicateur « hors incidents exceptionnels» sont ceux qui sont définis par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans ses délibérations tarifaires comme des évènements exceptionnels au sens de la régulation incitative de la continuité d’alimentation.

- dont l’origine de l’incident est située sur un ouvrage du réseau public de distribution d’électricité relevant du domaine de tension BT (« incident BT »)

- ayant pour origine des travaux sur le réseau public de distribution d’électricité.

 Nombre d’incidents HTA pour 100 km de réseau

- dont aérien

- dont souterrain

 Nombre d’incidents BT pour 100 km de réseau

- dont aérien

- dont souterrain

 Nombre de coupures à la suite d’incidents sur le réseau public de distribution d’électricité

- dont nombre de coupures d’une durée supérieure à 3 minutes (ci-après

« coupure longue »)

- dont nombre de coupures d’une durée supérieure ou égale à 1 seconde et inférieure ou égale à 3 minutes (ci-après « coupure brève »).

 Nombre de coupures pour travaux sur le réseau public de distribution d’électricité

- dont nombre de coupures pour travaux sur un ouvrage du domaine de tension HTA

- dont nombre de coupures pour travaux sur un ouvrage du domaine de tension BT.

 Durée moyenne des coupures pour travaux perçue par un client alimenté en BT

- dont pour travaux sur un ouvrage du domaine de tension HTA

- dont pour travaux sur un ouvrage du domaine de tension BT.

 Fréquence des coupures longues, toutes causes confondues

 Fréquence des coupures brèves, toutes causes confondues.

 Nombre de clients BT ayant subi plus de 6 coupures longues, toutes causes confondues

- dont nombre de clients BT affectés par plus de 6 coupures longues, hors incidents BT

 Nombre de clients BT ayant subi plus de 30 coupures brèves, toutes causes confondues

 Nombre de clients BT ayant subi plus de 3 heures de coupure, en durée cumulée sur l’année, toutes causes confondues

- dont nombre de clients BT ayant subi plus de 3 heures de coupure, en durée cumulée sur l’année, hors incidents BT

 Nombre de clients BT affectés par une interruption de fourniture d’une durée supérieure à 6 heures consécutives, quelle que soit la cause de l’interruption de fourniture.

 Taux (en %) de départs BT comportant au moins un client BT mal alimenté11

 Taux (en %) de départs HTA comportant au moins un point de livraison HTA dont la tension d’alimentation est inférieure de plus de 5% à la tension contractuelle.

 Nombre de clients BT mal alimentés

 Taux (en %) de clients BT mal alimentés.

5° Indicateurs de la qualité du service au client

11 Un client BT est considéré comme mal alimenté lorsque, au moins une fois au cours de l’année civile dont il est rendu compte, sa tension d'alimentation, moyennée sur 10 minutes, est inférieure à 90% de la tension nominale mentionnée à l’article 1er de l’arrêté du 24 décembre 2007 pris en application du décret n°2007-1826 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 ou supérieure à 110% de la tension nominale.

 Taux de mise en service sur installation existante dans les délais standards ou convenus

 Taux de résiliation dans les délais standards ou convenus

 Délai moyen de réalisation des travaux de raccordement concernant des installations de consommation de puissance inférieure à 36 kVA (entre date de réception de l’accord sur la proposition de raccordement et date réelle de mise en exploitation), pour les branchements simples C5

 Taux de réponse aux réclamations sous 15 jours calendaires

 % des réclamations des clients particuliers (segment C5), concernant les activités suivantes :

- Raccordement

- Relève et facturation

- Accueil

- Intervention techniques et mises en service

- Qualité de la fourniture

 Taux d’accessibilité de l’accueil dépannage par les clients BT avec une puissance inférieure ou égale à 36 kVA

- Nombre d’appels reçus

- Nombre d’appels donnant lieu à un dépannage.

6° Indicateurs de satisfaction des clients

 Taux de satisfaction globale :

- des clients particuliers raccordés en BT avec une puissance inférieure ou égale à 36kVA

- des clients professionnels raccordés en BT avec une puissance inférieure ou égale à 36kVA

- des clients Entreprises raccordés en BT ou HTA, avec une puissance supérieure à 36kVA

 Taux de satisfaction spécifique aux raccordements :

- des clients particuliers raccordés en BT avec une puissance inférieure ou égale à 36kVA

- des clients professionnels raccordés en BT avec une puissance inférieure ou égale à 36kVA.

7° Indicateurs sur les éléments financiers

 Produits et charges liés à l’exploitation courante de la concession :

- Rubriques relatives aux produits d’exploitation :

 Recettes d’acheminement par type de client final (en fonction du domaine de tension et de la puissance maximale souscrite : HTA, BT de puissance supérieure à 36 kVA, BT de puissance inférieure à 36 kVA) découlant du tarif d’utilisation des réseaux visé à l’article L. 341-2 du code de l’énergie,

 Recettes de raccordement, de prestations annexes et autres recettes,

 Production stockée et immobilisée,

 Reprises sur amortissements distinguant les reprises d’amortissements de financements du concédant des autres types de reprises,

 Reprises sur provisions distinguant les reprises de provisions pour renouvellement et les reprises d’autres catégories de provisions,

 Total des autres produits d’exploitation,

- Rubriques relatives aux charges d’exploitation :

 Achats dont coût d’accès au réseau amont et couverture de pertes,

 Charges de personnel,

 Redevances de concession,

 Impôts et taxes,

 Charges centrales et autres charges d’exploitation,

 Charges calculées :

 dotations aux amortissements des biens en concession distinguant l’amortissement des financements du concessionnaire d’une part, et celui des financements de l’autorité concédante et des tiers d’autre part,

 autres amortissements,

 autres dotations d’exploitation.

 Produits et charges exceptionnels, le cas échéant.

8° Indicateurs relatifs au patrimoine concédé

 Valorisation en fin d’exercice des ouvrages concédés avec un détail par catégories d’ouvrages (en euros) :

- Valeur brute des ouvrages

- Amortissement cumulés

- Valeur nette comptable

- Provisions pour renouvellement cumulées

- Valeur de remplacement

 Variation des valeurs brutes au cours de l’exercice écoulé, par catégories d’ouvrages (en euros) :

- Valeur brute au 1er janvier

- Mises en service dans l’année dont apports nets du concessionnaire et apports externes nets

- Retraits en valeur brute dans l’année

- Valeur brute au 31 décembre

o Information sur les durées d’amortissement par catégories d’ouvrages

o Synthèse des passifs spécifiques de concession, par catégories d’ouvrages, distinguant les financements respectifs du concédant et du concessionnaire, les amortissements de financements du concédant et le solde de la provision pour renouvellement (en euros)

B) Indicateurs relatifs à la mission de fourniture d’énergie électrique aux clients bénéficiant des tarifs réglementés de vente

1° Caractéristiques de la concession

a) Caractéristiques des clients de la concession :

- Nombre total de clients de la concession aux tarifs réglementés de vente (TRV) au 31 décembre

- Nombre de clients ayant souscrit un contrat TRV au cours de l’exercice

- Nombre de clients ayant résilié leur contrat TRV au cours de l’exercice

- Ventilation12 des clients de la concession au 31 décembre

o par tarif : Bleu résidentiel, Bleu non résidentiel

o par option : Base, Heure Pleine / Heure Creuse, EJP / TEMPO, Eclairage Public

o par puissance souscrite (hors éclairage public) : 3 xXX, 0 xXX, 0 xXX, 00 xXX et plus

b) Caractéristiques des ventes d’électricité sur la concession :

- Energie facturée (en kWh) par tarif et option au cours de l’exercice

- Recettes facturées (en euros) par tarif au cours de l’exercice

2° Qualité du service rendu aux clients

a) Facturation :

- Nombre de clients ventilés par fréquence de facturation au 31 décembre

- Nombre de clients bénéficiant d’une facturation électronique au 31 décembre

- Nombre total de factures émises au cours de l’exercice

- Nombre de factures établies sur la base du relevé effectué par le client au cours de l’exercice

- Nombre de factures établies sur la base d’un télé-relevé au cours de l’exercice

- Nombre de factures rectificatives au cours de l’exercice

b) Traitement des difficultés de paiement des clients particuliers de la concession :

- Nombre de lettres uniques de relance envoyées au cours de l’exercice, dans le cadre des dispositions du décret n°2008-780 du 13 août 2008 relatif à la procédure applicable en cas d’impayés des factures d’électricité, de gaz, de chaleur et d’eau

- Nombre de coupures demandées par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente au gestionnaire du réseau de distribution au cours de l’exercice

- Nombre de coupures effectives réalisées par le gestionnaire du réseau de distribution au cours de l’exercice

- Taux de coupures effectives par rapport à celles demandées au cours de l’exercice

- Nombre de résiliations de contrats à l’initiative du fournisseur aux tarifs réglementés de vente suite à coupure au cours de l’exercice

- Nombre de clients en situation de coupures effectives réalimentés au début de la période hivernale de l’exercice considéré13, au titre de l’article L. 115-3 du code de l’action sociale et des familles

- Nombre de réductions de puissance effectuées pendant la période hivernale14

- Nombre de réductions de puissance effectuées au cours de l’exercice

- Nombre de clients en situation de réduction de puissance au 31 décembre

- Nombre de clients dont le compte clients a été crédité avec un chèque énergie au cours de l’exercice15

c) Autres services rendus aux clients de la concession :

- Nombre de conseils tarifaires dispensés par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente auprès des clients particuliers au cours de l’exercice

12 Les segmentations des tarifs, options et puissances souscrites sont mentionnées telles qu’elles existent à la date de signature du présent contrat. Les clients résidentiels correspondent aux clients particuliers.

13 A la date de signature du présent contrat : le 1er novembre de l’année dont il est rendu compte

14 A la date de signature du présent contrat : du 1er janvier au 31 mars inclus et du 1er novembre au 31 décembre inclus de l’année dont il est rendu compte

15 L’information sera communiquée à compter de l’exercice suivant la généralisation de la mise en œuvre du chèque énergie

- Nombre de clients particuliers bénéficiant d’un accompagnement énergie de la part du fournisseur au cours de l’exercice

- Nombre de souscriptions sans interruption de fourniture au cours de l’exercice

- Nombre d’appels téléphoniques traités pour les clients particuliers au cours de l’exercice, à la maille de la zone de desserte nationale du fournisseur aux tarifs réglementés de vente

- Nombre de pages vues sur le(s) site(s) internet proposé(s) au cours de l’exercice, à la maille de la zone de desserte nationale du fournisseur aux tarifs réglementés de vente

- Nombre d’espaces internet client ouverts au 31 décembre, à la maille de la zone de desserte nationale du fournisseur aux tarifs réglementés de vente

- Modalités de contact et d’accueil proposées aux clients par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente (sites internet, services téléphoniques, points d’accueils, …)

d) Traitement des réclamations des clients particuliers de la concession :

- Nombre total de réclamations écrites16 reçues au cours de l’exercice

- Ventilation du nombre de réclamations écrites par typologie17 :

o Accueil

o Conseil et services

o Contrat

o Facturation

o Qualité de fourniture et réseau

o Recouvrement

o Relation avec le distributeur

o Relevé

- Taux de réclamations écrites avec réponse dans les 30 jours

e) Satisfaction des clients :

- Taux de satisfaction des clients résidentiels à la maille de la zone de desserte nationale du fournisseur aux tarifs réglementés de vente

- Taux de satisfaction des clients non résidentiels à la même maille.

3° Eléments financiers de la concession :

Etablis au regard des quantités facturées dans l’année aux clients de la concession raccordés aux réseaux publics de distribution d’électricité bénéficiant du tarif réglementé de vente dit « bleu » mentionné à l’article R.337-18 du code de l’énergie :

- chiffre d’affaires ;

- coûts commerciaux établis, pour les clients de la concession, sur la base des coûts nationaux de l’exercice considéré correspondant à ceux communiqués par le fournisseur aux tarifs réglementés de vente à la Commission de régulation de l’énergie.

ARTICLE 9 EXERCICE DU CONTROLE

16 Correspond aux réclamations reçues par courrier et par voie numérique

17 Répartition à la date de la signature du présent contrat.

Les opérations de contrôle du bon accomplissement par le concessionnaire de ses missions, mentionnées à l’article 44 du cahier des charges, sont organisées par l’autorité concédante. Sans préjudice de la faculté pour les agents de contrôle de l’autorité concédante de procéder à tout moment à toutes vérifications et de prendre connaissance sur place, ou copie, de toutes informations d'ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique utiles à l’ exercice de leur mission, l’autorité concédante a la faculté d’exercer un contrôle annuel dans le cadre précisé ci-après.

Pour les missions périodiques ainsi diligentées par l’autorité concédante, les parties conviennent des principes ci-après.

A) Information préalable

Toute mission périodique de contrôle est notifiée par l’agent de contrôle désigné par l’autorité concédante au moins trois mois avant la date prévisionnelle des opérations de contrôle. Cette notification est adressée par écrit au(x) représentant(s) du concessionnaire concerné(s) tel(s) que désigné(s) à l’article 54 du cahier des charges.

Elle précise, notamment, l’objectif de la mission, les informations attendues et leur délai de mise à disposition qui ne sera pas inférieur à trois mois.

B) Organisation de la mission de contrôle

A la demande de la partie la plus diligente, une réunion préparatoire pourra être organisée afin de compléter ou de préciser les indications ainsi notifiées et de convenir du calendrier de la mission.

C) Déroulement de la mission de contrôle

Dans le cadre du calendrier ainsi convenu, le concessionnaire désigne des agents qualifiés qui sont les interlocuteurs des agents de contrôle de l’autorité concédante et qui leur fournissent les informations utiles à l’exercice de leur mission de contrôle sans préjudice des dispositions du D) ci- après.

En toutes circonstances, les agents de contrôle de l’autorité concédante veilleront à limiter au strict nécessaire la gêne occasionnée à l’exploitation.

D) Informations sensibles

Les informations d'ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique dont la communication serait de nature à porter atteinte aux règles de concurrence libre et loyale et de non- discrimination imposées par la loi, dont la liste figure notamment à l’article R. 111-26 du code de l’énergie, seront remises par le concessionnaire exclusivement à l’agent de contrôle de l’autorité concédante habilité et assermenté18 à cet effet.

Ces informations lui seront remises en main propre contre signature d’une attestation mentionnant notamment la date de la mission de contrôle, l’identité de l’agent de contrôle et la description des informations remises.

Cet agent devra être en mesure de présenter aux représentants du concessionnaire tout titre ou document attestant de sa désignation par l’exécutif de l’autorité concédante, de son habilitation à recevoir les informations ci-dessus et de sa prestation de serment.

Sans préjudice de la protection par la loi d’autres données, les données à caractère personnel ne peuvent être communiquées par le concessionnaire à l’agent de contrôle qu’après le consentement de la personne concernée.

18 Conformément à la législation en vigueur

E) Rapport de contrôle intégrant les préconisations de l’autorité concédante

A l’issue de ces opérations de contrôle périodique, si l’agent de contrôle désigné par l’autorité concédante formule des recommandations relatives à l’exécution du contrat par le concessionnaire, il notifie le projet de rapport à ce dernier. Celui-ci dispose d’un délai de six semaines pour apporter ses observations.

Un exemplaire du rapport final est transmis au concessionnaire. Ce dernier présente, le cas échéant, les actions éventuelles en réponse aux recommandations de l’autorité concédante dans un délai de six semaines.

L'autorité concédante arrête le montant de la pénalité mentionnée à l'article 46 du cahier des charges au plus tard dans les douze mois suivant la date d'expiration de la mise en demeure qu'elle a adressée au concessionnaire dans le cadre de l'exercice de son contrôle de la concession.

ARTICLE 10

MOYENS DE DESSERTE DECENTRALISES NON CONNECTES A L’ENSEMBLE DU RESEAU

A) Conditions de mise en œuvre de moyens de desserte décentralisés

Dans le cadre de la mission de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’énergie électrique du gestionnaire du réseau de distribution exposée à l’article 1er du cahier des charges et incluant notamment la desserte rationnelle du territoire national, l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution peuvent mettre en œuvre d’un commun accord des moyens de desserte décentralisés non raccordés au réseau public de distribution d’électricité existant, à partir d’une source de production autonome d’électricité utilisant l’énergie photovoltaïque19 et dont l’usage s’inscrit dans la durée (ci-après « les moyens de desserte décentralisés »).

Conformément au septième alinéa de l’article 2 du cahier des charges, la mise en œuvre de moyens de desserte décentralisés doit satisfaire à un motif d’intérêt général. A cet effet, et préalablement à sa mise en œuvre, l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution examinent conjointement l’intérêt technico-économique de l’opération projetée par rapport à un raccordement au réseau public de distribution d’électricité.

Pour qu’une solution reposant sur la mise en œuvre de moyens de desserte décentralisés soit retenue en substitution à une extension du réseau existant, elle doit en particulier être mise en œuvre conformément aux règles techniques du gestionnaire de réseaux, présenter un coût global actualisé pour la collectivité nationale inférieur à celui relatif à une alimentation à partir d’une extension du réseau public de distribution d’électricité et favoriser le développement d’une activité contribuant à l’aménagement du territoire. Elle doit en outre s’accompagner d’un engagement de non raccordement du site au réseau pendant 5 ans, à besoin constant.

Lorsque la maîtrise d’ouvrage des travaux est assurée par l’autorité concédante, l’accord des parties est matérialisé par la signature préalable par le gestionnaire du réseau de distribution d’un document de prise en concession de l’installation projetée après examen du dossier correspondant.

Dans les cas où les conditions mentionnées précédemment sont satisfaites, les moyens de desserte décentralisés intègrent les ouvrages concédés conformément aux dispositions de l’article 2 du cahier des charges.

19 Selon les circonstances, des moyens de desserte décentralisés non raccordés utilisant l’énergie éolienne ou hydraulique peuvent être envisagés.

Les moyens de desserte décentralisés incorporés dans la concession (ci-après « installations en site isolé ») comprennent l’ensemble des installations en amont des bornes de sortie du disjoncteur des clients, soit :

- les installations de production proprement dites : champ de modules photovoltaïques, avec leur boîtier de raccordement, et/ou générateur éolien ou générateur hydroélectrique ;

- la batterie de stockage de l’énergie, associée à un système de contrôle de la charge et de la décharge destiné à protéger la batterie ;

- le cas échéant, l’onduleur assurant la transformation du courant continu en courant alternatif 230 volts ;

- les ouvrages de distribution compris entre la source de production d’énergie et les bornes de sortie des disjoncteurs des usagers.

Pour les générateurs hydrauliques, les installations en concession comprennent la turbine et tous les systèmes de régulation, à l’exclusion des vannes et de leur asservissement, des ouvrages de génie civil, conduites forcées, bassins de captage d’eau.

Pendant la durée du contrat de concession, le gestionnaire du réseau de distribution informe l’autorité concédante de toute évolution significative des usages et/ou des caractéristiques techniques des installations en site isolé mises en œuvre conformément aux dispositions mentionnées ci-dessus, en particulier lorsque ces usages ou ces caractéristiques sont devenues notoirement en écart par rapport à la situation initiale.

Dans l’hypothèse où il serait nécessaire d’augmenter la capacité de l’installation en site isolé eu égard aux évolutions des besoins des clients desservis par cette installation, l’augmentation de puissance fait l’objet d’une étude par le maître d’ouvrage concernée visant à déterminer la solution technique la mieux adaptée pour satisfaire cette demande comme s’il s’agissait d’une nouvelle desserte.

Sur la base des informations communiquées par le gestionnaire du réseau de distribution, ce dernier pourra décider, le cas échéant, en accord avec l’autorité concédante, de mettre fin à l’exploitation d’une installation en site isolé et d’organiser son retrait du périmètre de la concession.

Par ailleurs, à l’échéance de la durée d’amortissement de chaque installation en site isolé fixée à 20 ans, l’autorité concédante et le gestionnaire du réseau de distribution en charge de l’exploitation du site isolé se rapprochent afin d’évaluer l’intérêt d’une poursuite de l’activité de ce dernier au regard des conditions énoncées au troisième alinéa du présent article, appréciées à la date de l’évaluation précitée, et du renouvellement de ladite installation.

B) Etat récapitulatif des moyens de desserte décentralisés

Le concessionnaire fournit un état annuel récapitulant, au 31 décembre de l’année précédant la production de cet état, les installations en site isolé. Cet état précise la localisation de chaque installation, sa puissance et la date d’entrée en concession.

Le gestionnaire du réseau de distribution précise la liste des sites isolés dont il a été mis fin à l’exploitation, d’un commun accord avec l’autorité concédante, au cours de l’année précédant la communication de l’état annuel mentionné ci-dessus.

Le concessionnaire communique à l’autorité concédante l’état annuel mentionné au premier alinéa au plus tard le 1er juin de chaque année civile.

ARTICLE 11

EVOLUTIONS DES TECHNIQUES DE DISTRIBUTION ET NIVEAU DE TENSION

En cas de modification des dispositions législatives relatives à la tension maximale des réseaux publics de distribution, les parties précisent par voie d’avenant, en tant que de besoin, les modalités de gestion par le concessionnaire des éventuels ouvrages et installations concernés de tension égale ou supérieure à 50 000 volts, sous réserve des droits des autres gestionnaires de réseau public d’électricité.

ARTICLE 12

CONDITIONS DE VERSEMENT DES CONTRIBUTIONS DES COMMUNES OU DES ETABLISSEMENTS PUBLICS DE COOPERATION INTERCOMMUNALE

Lorsqu’elle est débitrice de la contribution prévues aux articles L. 342-6 et L. 342-11 du code de l’énergie, la commune, ou l’établissement public de coopération intercommunale compétent pour la perception des participations d’urbanisme, procède au mandatement des sommes dues à l’issue des travaux, permettant un règlement dans un délai maximal de 45 jours, à réception de la facture.

Le dépassement du délai de paiement ouvre de plein droit et sans autre formalité le bénéfice d’intérêts moratoires, à compter du jour suivant l’expiration du délai.

ARTICLE 13

AUTRES ADAPTATIONS LOCALES DU CONTRAT

Ces adaptations locales pourront notamment concerner les zones de qualité renforcée mentionnées aux articles 7 et 11, la mise à disposition de données mentionnée au premier alinéa de l’article 15 du cahier des charges de concession, le service de flexibilité local objet de son article 24, l’énergie réservée dans le cadre de l’article L. 522-3 du code de l’énergie et les modalités de calcul de la part R2 à verser aux métropoles et communautés urbaines dans le cas prévu au paragraphe 2.3.2.2. de l’article 2 de la présente annexe.

Pour l’application du paragraphe 2.3 de la présente annexe, il est convenu entre les parties qu’en l’état actuel du réseau d’éclairage public sur lequel intervient le SDEHG, pour toute opération permettant de réduire d’au moins 50 % la puissance maximale appelée par les installations d’éclairage public faisant l’objet des travaux, ayant pour effet de réduire à terme les dépenses de renforcement du réseau public de distribution d’électricité, les dépenses d’investissement éligibles au terme I sont :

- les dossiers administratifs de conformité aux normes en vigueur des points lumineux ;

- la dépose des appareils d’éclairage public existants ;

- le coût des appareils d’éclairage public (ce coût ne comprend pas les mâts);

- la pose et le raccordement desdits appareils d'éclairage public (les frais de mise en place de ces appareils et, si nécessaire, de leurs mâts ; les conducteurs de raccordement aux câbles souterrains du réseau d’éclairage public existant) ;

- la mise à jour associée d'un point lumineux dans la cartographie du SDEHG.

Ces dispositions locales pourront être complétées par voie d’avenant en cas d’accord national entre la FNCCR, France urbaine et Enedis tel que prévu à l’article 3 de l’accord-cadre signé par la FNCCR, France urbaine, Enedis et EDF le 21 décembre 2017.

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CONVENTION DE CONCESSION POUR LE SERVICE PUBLIC

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