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

Dernière mise à jour des données de ce texte : 01 janvier 2015

NOR : DEVE0772580A

JORF n°0301 du 28 décembre 2007

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Version en vigueur au 29 octobre 2020
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Le ministre d'Etat, ministre de l'écologie, du développement et de l'aménagement durables,
Vu le 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 ;
Vu l'avis du comité technique de l'électricité en date du 23 mars 2007 ;
Vu l'avis de la Commission de régulation de l'énergie en date du 11 octobre 2007 ;
Vu l'avis du Conseil supérieur de l'énergie en date du 27 novembre 2007,
Arrête :


    • Les valeurs efficaces des tensions nominales (Un) correspondant aux tensions BT et HTA mentionnées à l'article 2 du décret du 24 décembre 2007 susvisé sont :
      a) Pour la basse tension (BT), 230/400 volts, soit 230 volts en monophasé, c'est-à-dire entre l'une quelconque des trois phases et le neutre et 400 volts en triphasé, c'est-à-dire entre deux quelconques des trois phases ;
      b) Pour la moyenne tension triphasée (HTA), c'est-à-dire pour la tension entre deux quelconques des trois phases, une valeur donnée qui est une caractéristique intrinsèque du réseau ; cette valeur est couramment de 20 000 volts ou 15 000 volts.

    • Au sens du présent arrêté, que ces interruptions aient été annoncées par le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité ou non, on désigne par :

      -" coupure longue ", toute interruption de l'alimentation électrique d'une durée dépassant trois minutes ;

      -" coupure brève ", toute interruption de l'alimentation électrique d'une durée supérieure ou égale à une seconde et ne dépassant pas trois minutes.

      Toutefois, pour les dénombrements des coupures affectant le réseau public de distribution d'électricité qui sont effectués en application des dispositions du chapitre II du titre II du décret du 24 décembre 2007 susvisé et du présent arrêté, il n'est pas tenu compte des éventuelles coupures secondaires survenant mécaniquement du fait des manœuvres normales d'exploitation ou du fonctionnement des protections automatiques du réseau, dès lors que ces coupures secondaires concernent le même incident et qu'elles surviennent moins d'une heure après le début de celui-ci.

        • I. ― Conformément aux dispositions des articles 3 et 5-I du décret du 24 décembre 2007 susvisé, chaque gestionnaire de réseau public de distribution d'électricité évalue le pourcentage d'utilisateurs du réseau mal alimentés, c'est-à-dire le pourcentage d'utilisateurs dont les points de connexion connaissent au moins une fois dans l'année une valeur efficace de la tension BT ou HTA, moyennée sur 10 minutes, inférieure à 90 % de la valeur de la tension nominale correspondante mentionnée à l'article 1er du présent arrêté ou supérieure à 110 % de cette tension nominale.
          Lorsqu'il est fait application des dispositions de l'article 7 du décret précité, cette évaluation est effectuée globalement sur l'ensemble des réseaux publics de distribution d'électricité groupés par l'un des gestionnaires représentant le groupement. Le pourcentage d'utilisateurs mal alimentés de chaque réseau public de distribution d'électricité constitutif du groupement est réputé identique à celui évalué pour le groupement.
          Le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité ou, le cas échéant, le gestionnaire représentant le groupement de réseaux transmet l'évaluation précitée aux autres gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité du département aux fins de la consolidation visée au II de l'article 5 du décret précité.

          II.-Au sens du présent arrêté, la consolidation de l'évaluation de la tenue globale de la tension est constituée des volets suivants :
          ― volet a : le pourcentage brut d'utilisateurs mal alimentés du réseau public de distribution d'électricité, tel qu'évalué en application des dispositions du I ;
          ― volet b : le pourcentage d'utilisateurs mal alimentés dans le département, déterminé à partir de l'ensemble des résultats des évaluations des réseaux publics de distribution d'électricité du département.

          III.-Lorsque la consolidation visée au II fait ressortir pour les volets a et b un pourcentage d'utilisateurs mal alimentés qui excède 3 %, le niveau de qualité du réseau public de distribution d'électricité est réputé non respecté. Ce pourcentage est toutefois porté à 5 % pour un réseau public de distribution d'électricité situé en Corse, en Guadeloupe, en Martinique, à Saint-Barthélemy, à Saint-Martin, en Guyane, à La Réunion, à Saint-Pierre-et-Miquelon ou à Mayotte.

          IV.-Les méthodes générales types d'évaluation de la tenue globale de la tension sur les réseaux publics de distribution d'électricité communément admises par la profession sont identifiées en annexe 1 au présent arrêté. Une méthode peut y être mentionnée à titre provisoire dans l'attente de sa complète évaluation par la profession.
          L'annexe précitée peut être révisée sur proposition conjointe des représentants des gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité et de leurs autorités organisatrices ou d'un nombre qualifié de ceux-ci.

          V.-Le tableau ci-après donne des exemples de mise en œuvre des dispositions du présent article dans différents cas de figure pour un réseau public de distribution d'électricité situé en France métropolitaine continentale.


          EXEMPLES DE DIFFÉRENTS

          cas de figure


          RÉSULTATS DE L'ÉVALUATION CONSOLIDÉE

          Volet a :

          pourcentage d'utilisateurs

          du réseau mal alimentés


          volet b :

          pourcentage d'utilisateurs

          mal alimentés

          dans le département


          COMMENTAIRES

          Cas de figure 1

          2, 5 %

          2, 8 %

          Niveau de qualité respecté

          Cas de figure 2

          3, 5 %

          2, 5 %

          Niveau de qualité respecté

          Cas de figure 3

          2, 5 %

          3, 5 %

          Niveau de qualité respecté

          Cas de figure 4

          4 %

          3, 4 %

          Niveau de qualité NON respecté


        • Un dysfonctionnement en un point particulier de connexion autre qu'un point utilisé uniquement par un producteur d'électricité est réputé constaté en application des dispositions de l'article 10 du décret du 24 décembre 2007 susvisé lorsqu'au moins une mesure effectuée selon une méthode conforme aux prescriptions de la norme CEI 61000-4-30 ou selon toute autre méthode jugée équivalente par l'autorité organisatrice met en évidence une tension efficace, moyennée sur 10 minutes, inférieure à 90 % de la valeur de la tension nominale correspondante mentionnée à l'article 1er du présent arrêté ou supérieure à 110 % de cette tension nominale.
          En outre, un dysfonctionnement en un point particulier de connexion en BT autre qu'un point utilisé uniquement par un producteur d'électricité est également réputé constaté lorsque le gradient de tension dépasse 2 %, ce gradient étant défini comme la chute de tension supplémentaire qui serait constatée en ce point de connexion si une charge monophasée supplémentaire de 1 kW y était raccordée.

        • I.-Conformément aux dispositions du I de l'article 14 du décret du 24 décembre 2007 susvisé, chaque gestionnaire de réseau public de distribution d'électricité évalue le pourcentage d'utilisateurs mal alimentés du réseau. Aux fins de cette évaluation, est réputé mal alimenté, tout utilisateur connecté en tension BT ou en tension HTA pour lequel l'un au moins des trois critères ci-après prend une valeur strictement supérieure à la valeur limite figurant à l'article 7 du présent arrêté :

          -nombre de coupures longues subies dans l'année ;

          -nombre de coupures brèves subies dans l'année ;

          -durée cumulée des coupures longues subies dans l'année.

          Le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité transmet l'évaluation précitée aux autres gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité du département aux fins de la consolidation visée au II de l'article 14 du décret précité.

          II.-Au sens du présent arrêté, la consolidation de l'évaluation de la continuité globale de la tension est constituée des volets suivants :

          -volet a : le pourcentage brut d'utilisateurs mal alimentés du réseau public de distribution d'électricité considéré ;

          -volet b : le pourcentage d'utilisateurs mal alimentés du département, déterminé par mise en commun de l'ensemble des " volets a " des réseaux publics de distribution d'électricité du département.

          III.-Lorsque la consolidation visée au II fait ressortir pour les volets a et b sur le même critère un pourcentage d'utilisateurs connaissant dans l'année un nombre de coupures longues ou un nombre de coupures brèves ou une durée cumulée des coupures longues strictement supérieurs aux valeurs limites autorisées qui dépasse 5 %, le niveau de qualité de ce réseau est réputé non respecté.

          IV.-Le tableau ci-après donne des exemples de mise en oeuvre des dispositions du présent article dans différents cas de figure :

          EXEMPLES DE DIFFÉRENTS
          cas de figure

          RÉSULTATS DE L'ÉVALUATION CONSOLIDÉE

          COMMENTAIRES

          Volet a

          (pourcentage d'utilisateurs du réseau mal alimentés, c'est-à-dire connaissant dans l'année un nombre de coupures longues ou un nombre de coupures brèves ou une durée cumulée des coupures longues supérieurs à la valeur limite fixée à l'article 7)

          Volet b

          (pourcentage d'utilisateurs du département mal alimentés c'est-à-dire connaissant dans l'année un nombre de coupures longues ou un nombre de coupures brèves ou une durée cumulée des coupures longues supérieurs à la valeur limite fixée à l'article 7)


          Cas de figure 1


          4,5 %


          4 %


          Niveau de qualité respecté


          Cas de figure 2


          5,2 %


          4,8 %


          Niveau de qualité respecté


          Cas de figure 3


          6 %


          5,2 %


          Niveau de qualité non respecté



          Arrêté du 7 janvier 2013 article 7 : Les présentes dispositions entrent en vigueur pour les évaluations réalisées à compter du 1er janvier 2013.

        • Les nombres maximaux de coupures longues et brèves dans l'année ainsi que la durée cumulée maximale annuelle des coupures longues figurent dans le tableau ci-après :

          NOMBRE DE COUPURES
          longues par année

          NOMBRE DE COUPURES
          brèves par année

          DURÉE CUMULÉE ANNUELLE
          des coupures longues


          Zones interconnectées au réseau public de transport d'électricité


          6

          35

          13 heures


          Corse


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Guadeloupe


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Martinique


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Saint-Barthélemy


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Saint-Martin


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Guyane


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          La Réunion


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Saint-Pierre-et-Miquelon


          Réservé

          Réservé

          Réservé


          Mayotte


          Réservé

          Réservé

          Réservé



          Arrêté du 7 janvier 2013 article 7 : Les présentes dispositions entrent en vigueur pour les évaluations réalisées à compter du 1er janvier 2013.




        • Les méthodes générales types d'évaluation de la continuité globale de l'alimentation électrique sur les réseaux publics de distribution d'électricité, communément admises par la profession, reposent sur le relevé des coupures longues et brèves enregistrées aux départs HTA des postes sources alimentant le réseau ou par tout autre moyen mis en œuvre par le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité, ainsi que sur le comptage des points de connexion affectés par ces coupures. Le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité doit être en mesure de connaître la configuration du raccordement des points de connexion aux divers départs HTA concernés au moment où ce comptage est réalisé.
          Pour un réseau public de distribution d'électricité donné, la méthode particulière d'évaluation choisie précise les modalités de comptage des coupures enregistrées et, le cas échéant, de traitement des informations en provenance des utilisateurs prises en compte.


        • Un dysfonctionnement en un point particulier de connexion est réputé constaté en application des dispositions de l'article 18 du décret du 24 décembre 2007 susvisé lorsque le nombre de coupures longues constatées dans l'année en ce point particulier de connexion excède les valeurs fixées ci-après. Le nombre de coupures est déterminé selon une méthode qualifiée à cet effet à l'initiative du gestionnaire de réseau et soumise à l'approbation préalable de l'autorité organisatrice de la distribution d'électricité.



          NOMBRE DE COUPURES LONGUES

          Cas général.

          15

          Réseau public de distribution d'électricité situé en Corse.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé en Guadeloupe.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé en Martinique.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé à Saint-Barthélemy.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé à Saint-Martin.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé en Guyane.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé à La Réunion.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé à Saint-Pierre-et-Miquelon.

          Réservé

          Réseau public de distribution d'électricité situé à Mayotte.

          Réservé

    • Le nombre de coupures longues de la tension HTB délivrée par le réseau public de transport d'électricité à un poste source alimentant un réseau public de distribution d'électricité ne doit pas excéder deux coupures dans l'année.

      Le nombre de coupures est déterminé selon une méthode qualifiée à cet effet. Cette méthode est décrite dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité établie en conformité avec les dispositions de l'article 35 du cahier des charges type annexé au décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006 approuvant le cahier des charges type de concession du réseau public de transport d'électricité.


      Arrêté du 7 janvier 2013 article 7 : Les présentes dispositions entrent en vigueur pour les évaluations réalisées à compter du 1er janvier 2013.



    • A l'issue de la période probatoire visée à l'article 22 précité, puis, par la suite, tous les quatre ans, le pourcentage d'utilisateurs mal alimentés visé au III de l'article 3, ainsi que les seuils mentionnés aux articles 7, 9 et 10 du présent arrêté pourront être modifiés et complétés en tant que de besoin. Ces divers paramètres pourront également être complétés par la prise en compte de nouveaux critères pertinents pour l'évaluation de la qualité de l'électricité.

      Les évolutions des critères existants du présent arrêté interviendront au vu d'un bilan des évaluations de la qualité de l'électricité des réseaux publics d'électricité présenté au comité technique de l'électricité par le directeur de la demande et des marchés énergétiques et établi sur la base des synthèses annuelles qui lui seront transmises par les gestionnaires de ces réseaux. Les évolutions de l'arrêté ayant pour objet la prise en compte de critères supplémentaires interviendront au vu des études présentées devant le comité précité démontrant leur pertinence pour l'évaluation de la qualité des réseaux publics d'électricité par le moyen de méthodes fiables et éprouvées par la profession.

    • Le présent arrêté abroge et remplace l'arrêté du 29 mai 1986 relatif aux tensions normales de première catégorie des réseaux de distribution d'énergie électrique.


    • Le directeur de la demande et des marchés énergétiques est chargé de l'exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française.

    • MÉTHODES GÉNÉRALES TYPE D'ÉVALUATION DE LA TENUE GLOBALE DE LA TENSION SUR LES RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION D'ÉLECTRICITÉ COMMUNÉMENT ADMISES PAR LA PROFESSION

      Première méthode :

      La méthode est composée d'une évaluation statistique, décrite au 1° et d'une analyse locale, décrite au 2°.

      1° L'évaluation statistique repose sur la modélisation GDO BT (ci-après désignée " outil GDO-SIG "), conçue par EDF dès les années 70 et régulièrement mise à jour et enrichie depuis lors, qui est une réponse à l'impossibilité pratique d'assurer un suivi exhaustif de la tenue de la tension sur un réseau étendu en s'appuyant uniquement sur un système de mesures. Elle consiste en une estimation, à caractère probabiliste, de la tenue de la tension en tous points d'un réseau. Elle est utilisée dans un double objectif :

      -outil de prévision d'un risque de contrainte électrique sur un réseau donné, et de calcul de la validité des renforcements envisagés ;

      -outil statistique d'évaluation globale de la performance d'un ensemble de réseaux et des besoins d'investissements correspondants.

      L'évaluation consiste à calculer les transits et les chutes de tension prévisibles à partir des éléments suivants :

      -la description fine du réseau et des caractéristiques électriques de chacun de ses constituants ;

      -les consommations des utilisateurs BT enregistrées par les compteurs d'énergie ;

      -la typologie de ces utilisateurs, impliquant des profils de consommation différents, et leur localisation précise sur le réseau.

      Les chutes de tension admissibles sur le réseau BT sont déterminées de façon à garantir aux utilisateurs une tension maintenue dans la plage contractuelle, en tenant compte des ajustements opérés par les dispositifs de réglage, situés dans le poste-source, et dans le poste HTA/ BT, ainsi que du positionnement du poste HTA/ BT sur le réseau HTA.

      Les dispositifs de réglage sont calés de façon que la tension en tête des départs BT se rapproche le plus possible, mais sans jamais risquer de la dépasser, de la butée haute de la plage contractuelle. On maximise ainsi la marge de chute de tension admissible sur le réseau BT, c'est-à-dire celle qui permet de respecter la butée basse de la plage contractuelle de tension.

      En conséquence, on considère qu'il suffit, connaissant la chute de tension sur le réseau HTA amont, de calculer celle sur le réseau BT (du transformateur HTA/ BT au branchement de l'utilisateur), la chute de tension dans le branchement étant évaluée de façon forfaitaire.

      Les principaux éléments constitutifs de l'outil GDO-SIG :

      Une base de données réseau :

      Aujourd'hui géographique, cette base comporte les caractéristiques techniques (natures de conducteurs, longueurs, impédances électriques, etc.) de tous les éléments constitutifs du réseau, ainsi que le repérage de chacun des utilisateurs.

      Un modèle de charge :

      Les puissances appelées à des points horaires significatifs en hiver, par chaque utilisateur en fonction des informations issues des données de consommation sont évaluées à l'aide d'un modèle de charge. La sensibilité de chaque utilisateur à la température est prise en compte grâce à une mise en relation (lorsque cela est possible) entre ses historiques de consommations et les chroniques de températures.

      Comme pour la reconstitution des flux d'énergie servant de base à la facturation des transactions commerciales entre les fournisseurs d'énergie et leurs clients, le modèle applique à chaque utilisateur un profil type ; les profils sont établis à partir de mesures de courbes de charge de puissances moyennées sur 10 minutes, faites sur des échantillons représentatifs des utilisateurs basse tension, selon leurs usages et leur consommation d'énergie électrique.

      Un modèle de calcul d'état électrique :

      A partir des puissances estimées au niveau de chaque point de charge, de la description du réseau, de la position des charges sur le réseau, du mode d'alimentation des utilisateurs, un modèle de calcul d'état électrique calcule les transits dans les différents éléments du réseau, et les chutes de tension cumulées au niveau de chaque utilisateur, sur les points jugés significatifs.

      Ce calcul permet de déterminer le nombre des utilisateurs d'un départ, ou d'une zone donnée, dont la chute de tension maximale dépasse la chute de tension maximale admissible.

      Nota. - Un complément sur le gradient de tension:

      Le gradient de tension est le supplément de chute de tension calculé entre la tête du départ et l'aval d'un dipôle, lorsqu'une charge monophasée supplémentaire de 1 kW est raccordée à l'aval de ce dipôle.

      Lorsque le gradient de tension dépasse une certaine valeur (par exemple 2 %) au point de raccordement d'un utilisateur, on considère que cela provoque une variation gênante de l'intensité lumineuse. Cet aspect, qui ne dépend que des caractéristiques du réseau, indépendamment de la puissance transitée, peut être mis en évidence par le modèle de calcul.

      Pertinence et conditions de mise en œuvre :

      La pertinence de l'outil GDO-SIG repose essentiellement sur :

      -la qualité de la description et de la mise à jour de la base de données réseau ;

      -la qualité et la finesse du profilage des charges (modélisation statistique de la relation consommation/ puissance).

      Le caractère statistique de cette modélisation implique, au niveau d'un calcul individuel, un risque d'écart avec la réalité fonction de la dispersion des comportements des utilisateurs par rapport à la moyenne. Ce risque est d'autant plus grand que le nombre d'utilisateurs est faible.

      Résultat de l'évaluation statistique :

      Le résultat de l'évaluation statistique issue de l'outil GDO-SIG est exprimé en pourcentage de clients dits mal alimentés (CMA) au sens de la tenue globale de la tension, rapporté au nombre total d'usagers dans le territoire départemental desservi par le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité (GRD).

      Les résultats de cette évaluation statistique sont utilisés pour la consolidation départementale à partir de laquelle est appliqué l' article 6 du décret n° 2007-1826 du 24 décembre 2007 .

      La présente méthode d'évaluation de la tenue globale de la tension sur un réseau à la maille départementale associe à l'évaluation statistique décrite ci-dessus une analyse locale organisée selon les modalités suivantes.

      2° L'analyse locale est réalisée en concertation entre l'autorité organisatrice de la distribution publique d'électricité (AODE) et le GRD. Dans l'hypothèse de plusieurs AODE sur le territoire départemental desservi par le GRD, cette analyse locale est mise en œuvre dans le cadre de la conférence mentionnée au IV de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales . Dans tous les cas, l'analyse locale a pour objet d'évaluer, sur le territoire départemental desservi par le GRD, plusieurs facteurs dits d'influence qui enrichissent l'évaluation statistique précitée. Ces facteurs d'influence sont les suivants :

      -le pourcentage de postes HTA/ BT présents sur le territoire départemental, au droit desquels la chute de tension HTA est supérieure à 5 % (source : GDO-SIG), lequel reflète le fait que le modèle de calcul de l'outil GDO-SIG ne prend pas en compte dans l'évaluation statistique les chutes de tension sur les réseaux HTA excédant 5 % ;

      -le pourcentage de transformateurs HTA/ BT présents sur le territoire départemental dont le modèle de calcul considère que la prise optimisée est la prise dite " haute " à 5 %, cas de figure pour lequel l'écart peut être important entre terrain et modèle (source : GDO-SIG), lequel reflète le fait que le modèle de calcul procède à une évaluation statistique en considérant le plan de tension optimisé, avec en particulier un réglage optimisé des prises des transformateurs HTA/ BT ;

      -pour refléter l'imparfaite connaissance des résidences secondaires dans la base de données du GRD associée à l'outil GDO-SIG, l'écart de recensement entre les données publiques disponibles sur le site de l'INSEE (table des logements du dernier recensement publié) et les données enregistrées dans la base de données du GRD, sur le périmètre des communes desservies par le GRD dans le département. L'écart est pondéré du poids des résidences secondaires dans le département, soit :

      [Nombre INSEE de résidences secondaires/ Nombre total INSEE de résidences] ×

      [Nombre INSEE de résidences secondaires-Nombre de résidences secondaires recensées dans la base de données du GRD]/1000

      Nota. - le calcul fait intervenir une division par 1000 par commodité d'affichage.

      -en complément des facteurs d'influence ci-dessus, qui sont relatifs à l'outil GDO-SIG, un quatrième facteur est égal au nombre des réclamations (pour 1 000 usagers) sur le territoire départemental du GRD, relatives à la tenue de tension, avérées et non identifiées par l'outil GDO-SIG. Les réclamations prises en compte dans la valorisation de ce facteur ont plusieurs sources : usagers, autorité organisatrice et le GRD. Ce facteur permettra de prendre en compte des situations atypiques présentant des chutes de tension effectives non identifiées par l'outil GDO-SIG.

      L'analyse locale conduit à affecter un indice local à chaque territoire départemental desservi par le GRD, utilisé par la suite pour organiser les échanges entre l'AODE et le GRD.

      L'indice local susmentionné est déterminé par pondération des facteurs d'influence listés ci-dessus en fonction de leur importance relative et des résultats de l'évaluation statistique conformément au tableau suivant.


      PARAMÈTRES

      POIDS (%)

      Pourcentage de clients mal alimentés (CMA) de l'exercice considéré

      Résultats CMA données par l'outil GDO-SIG


      70

      Chutes de tension HTA

      % de postes HTA/ BT du département au droit desquels la chute de tension HTA > 5 %


      10

      Prises des transformateurs HTA/ BT

      % de transformateurs HTA/ BT du département avec une prise optimisée à 5 % dans le modèle de calcul


      10

      Résidences secondaires (RS)

      (Nombre RS INSEE/ Nombre total Résidences INSEE) × (Nombre RS INSEE-Nombre RS dans la base de données du GRD)/1 000


      5

      Réclamations

      Nombre de réclamations avérées en tenue de tension non identifiées par l'outil GDO-SIG (dans le département, pour 1 000 clients)


      5

      L'indice local est calculé en ne considérant que les départements qui ne sont pas en dépassement du seuil réglementaire à l'issue de l'évaluation statistique (cf. 1° ci-dessus) après consolidation, le cas échéant, de cette évaluation avec les résultats des autres GRD desservant le département.

      Les facteurs d'influence portant sur des objets de nature différente, en lieu et place d'une pondération de leurs valeurs, l'indice local est défini comme étant la somme des " rangs " pondérés (divisée par 10) du département selon les résultats de l'évaluation statistique et les différents facteurs d'influence (cf. exemple infra).

      L'indice local est communiqué aux AODE, par le GRD qui recourt à cette méthode, au 30 juin de l'année qui suit l'exercice objet de l'évaluation. Le GRD s'engage à proposer, au 30 septembre de l'année suivant l'exercice considéré, un programme d'amélioration pour sa zone de desserte dans chacun des départements qu'il dessert où son indice local est supérieur à un seuil donné, en complément des départements qui sont traités au titre du 1° ci-dessus.

      La valeur du seuil retenue est 8, sauf accord sur une autre valeur entre le GRD et les organisations représentatives des collectivités organisatrices de la distribution publique d'électricité.

      Modalités opérationnelles de valorisation des facteurs d'influence :

      Sans préjudice des données qu'il transmet par ailleurs, le GRD communique annuellement aux AODE de sa zone de desserte, pour les besoins de la présente méthode d'évaluation de la tenue globale de la tension :

      -nombre total d'usagers desservis par le GRD dans le département ;

      -nombre de clients raccordés au réseau BT mal alimentés en tenue de tension ;

      -nombre de clients raccordés au réseau HTA mal alimentés en tenue de tension ;

      -nombre total de postes HTA./ BT présents sur le territoire départemental desservi par le GRD ;

      -nombre de ces postes HTA/ BT au droit desquels la chute de tension HTA est supérieure à 5 % ;

      -nombre total de transformateurs HTA/ BT des postes HTA/ BT présents sur le territoire départemental desservi par le GRD ;

      -nombre de ces transformateurs HTA/ BT dont la prise optimisée par l'outil de calcul GDO-SIG est la prise dite " haute " (à 5 %) ;

      -nombre de résidences secondaires du territoire départemental desservi par le GRD disponible sur le site de l'INSEE ;

      -nombre total de résidences du territoire départemental desservi par le GRD disponible sur le site de l'INSEE ;

      -nombre de résidences secondaires du territoire départemental desservi par le GRD enregistrées dans la base de données du GRD.

      Nota. - les chutes de tension et les réglages de prise sont issus du calcul annuel effectué par le GRD avec l'outil GDO-SIG; les données de réseau et celles relatives aux résidences secondaires sont celles de la base de données du GRD à la date du calcul annuel.

      Les données ci-dessus sont communiquées par le GRD aux AODE le 30 avril de l'année suivant l'exercice considéré.

      La valorisation du facteur d'influence relatif aux réclamations est effectuée de façon concertée entre l'AODE et le GRD. Elle reposera sur une analyse commune des réclamations reçues et des réponses apportées afin d'apprécier si les réclamations sont avérées en tenue de tension et non identifiées par l'outil GDO-SIG ; seules ces réclamations sont retenues pour la valorisation du facteur d'influence.

      Détermination de la valeur de l'indice local (exemple) :


      PARAMÈTRES

      VALEUR

      POINTS (*)

      POIDS

      POINTS PONDÉRÉS

      CMA

      0,95 %

      8,4

      70 %

      8,4 × 70 % = 5,88

      Chutes de tension HTA

      10,32 %

      8,0

      10 %

      8,0 × 10 % = 0,80

      Prises des transformateurs HTA/ BT

      1,60 %

      6,5

      10 %

      6,5 × 10 % = 0,65

      Résidences secondaires

      2,7

      6,7

      5 %

      6,7 × 5 % = 0,34

      Réclamations

      4,7

      8,8

      5 %

      8,8 × 5 % = 0,44

      Total des points pondérés du département = indice local

      8,11

      (*) : Le nombre de points du département pour un facteur donné correspond au rang du département divisé par 10 ; pour chaque facteur, les départements desservis par le GRD, hors les départements en dépassement à l'issue de l'évaluation statistique, sont ordonnés de façon décroissante : le rang le plus fort correspond à la valeur maximale du facteur.

      Dans cet exemple, l'indice local valant 8,11 (supérieur à 8), le GRD doit s'engager à proposer, au 30 septembre de l'année suivant l'exercice considéré, un programme d'amélioration pour sa zone de desserte dans le département.


Fait à Paris, le 24 décembre 2007.


Pour le ministre et par délégation :
Le directeur de la demande
et des marchés énergétiques,
P.-M. Abadie

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