COMMISSION CONSULTATIVE DES SERVICES PUBLICS LOCAUX (CCSPL)

RAPPORT ANALYSANT LA QUALITE DU SERVICE PUBLIC

DE DISTRIBUTION D’ENERGIE ELECTRIQUE RENDU PAR LE DELEGATAIRE (EEC)

ET RETRACANT LES COMPTES DE LA DELEGATION POUR L’ANNEE 2007

L’ordonnance du 6 mai 2005 relative au régime communal et au statut des élus de certaines collectivités d’outre-mer et de Nouvelle-Calédonie impose aux communes de plus de 10 000 habitants la création d’une Commission Consultative des Services Publics Locaux (CCSPL). Le législateur a souhaité au moyen de cette commission consultative placer l’usager au cœur des missions des services publics locaux, développer une culture de l’usager, mieux prendre en compte ses attentes et aspirations, s’inscrire dans une démarche qualité destinée à améliorer l’efficacité des services publics, et mettre l’accent sur la lisibilité de l’action publique afin d’instaurer une confiance renouvelée entre l’institution et les citoyens. Le Conseil Municipal de la Ville de Nouméa a donc désigné des membres élus à la représentation proportionnelle ainsi que des représentants d’associations locales en fonction de leur forte implication dans les domaines de la protection des consommateurs et de l’environnement, au regard des compétences que la CCSPL est appelée à exercer. En effet, cette commission donnera un avis sur tout projet de délégation de service public avant que le Conseil Municipal se prononce, et examinera chaque année un certain nombre de rapports, à savoir :

- un rapport produit par les délégataires de service public comportant notamment les comptes retraçant la totalité des opérations afférentes à la délégation de service public ainsi qu’une analyse de la qualité du service,

- trois rapports sur le prix et la qualité des services publics d’eau potable,

d’assainissement et de collecte des ordures ménagères.

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Le service de collecte des ordures ménagères ayant été confié à un prestataire, la C.S.P. et le traitement ayant été transféré au SIVU OM, la Commission Consultative des Services Publics Locaux de la Ville de Nouméa ne sera pas amenée à examiner le rapport sur les ordures ménagères qui sera examiné, pour la partie traitement, par la CCSPL du SIVU OM. Les membres de la commission consultative des services publics locaux doivent pouvoir trouver, dans la présentation du présent rapport, les éléments nécessaires à son information. Elle doit notamment connaître toutes les implications contractuelles du service public délégué et en suivre le coût, afin de pouvoir, en fin de contrat, ou en cas de non respect des obligations du contrat, reprendre le service en régie ou le confier à un autre sous-traitant. Le souci de la collectivité est de garder sa capacité de jugement et de ne pas perdre de vue la notion de service public "externalisé". Le présent rapport s'articulera autour de 3 axes :

I- Présentation du service public délégué de distribution d’énergie électrique

II- Analyse de la qualité du service public délégué de distribution d’énergie électrique du service

III- Rapport sur les comptes 2007

Le contrat de concession a été signé le 5 décembre 2000 avec la société EEC pour une durée de 20 ans et ce à compter du 1er janvier 2001. Il prendra donc fin le 31 décembre 2020 et a été complété par un avenant signé le 27 février 2003.

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SOMMAIRE

I- Présentation du service public délégué de distribution d’énergie électrique Schéma simplifié de la distribution publique d’énergie électrique sur la commune de Nouméa II- Analyse de la qualité du service public délégué de distribution d’énergie électrique du service

1. Réclamations clients 2. Temps de coupure à l’abonné 3. Quantité d’énergie non distribuée 4. Délai d’établissement des devis de branchement 5. Délai de réalisation des travaux de branchements 6. Interventions auprès de la clientèle 7. Délai de rendez vous des petites interventions 8. Raccordement de la clientèle en « libre service » 9. Accueil téléphonique 10. Nombre de factures rectificatives 11. Délai moyen des dépannages 12. Politique d’entretien des ouvrages 13. Politique de renouvellement des ouvrages 14. Politique d’investissement sur la concession 15. Déploiement des énergies renouvelables

III- Rapport sur les comptes 2007 3.1- Le compte de résultat de la concession de Nouméa 3.2- Le bilan de la concession de Nouméa 3.3- Le résultat de l’exercice 2007 et son affectation

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I- Présentation du service public délégué de distribution d’énergie électrique Schéma simplifié de la distribution publique d’énergie électrique sur la commune de Nouméa

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II- Analyse de la qualité du service public délégué de distribution d’énergie électrique EEC a mis en œuvre début 1999 une démarche qualité globale sur toute l’organisation de l’entreprise. Cette démarche lui a permis d’obtenir la qualification ISO 9002. Cette qualification a été réactualisée en 2002 et 2003 ce qui a permis a l’entreprise d’obtenir une qualification d’assurance qualité ISO 9001 – version 2000. Depuis cette date, quatre audits de suivi (en 2004, 2005, 2006, 2007) ont confirmé la certification d’EEC. EEC réalise régulièrement depuis 1999 des études de satisfaction et d’image auprès de la clientèle, afin de mesurer la qualité de sa prestation de service, d’importantes modifications de l’accueil et du traitement des demandes de la clientèle étant intervenues en 2006 et 2007. Compte tenu du déménagement de Ferry à PK4, EEC a différé l’étude 2008 pour la fin de l’année. Afin de mieux analyser la qualité du service public délégué de distribution d’énergie électrique, les critères suivants ont été élaborés :

1. Réclamations clients 2. Interventions auprès de la clientèle 3. Délai de rendez vous des petites interventions 4. Délai moyen des dépannages 5. Accueil téléphonique 6. Nombre de factures rectificatives 7. Raccordement de la clientèle en « libre service » 8. Délai de réalisation des devis de branchements 9. Délai de réalisation des branchements 10. Temps de coupure à l’abonné 11. Politique d’entretien des ouvrages 12. Politique de renouvellement des ouvrages 13. Politique d’investissement sur la concession 14. Déploiement des énergies renouvelables

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1. RECLAMATION CLIENTS L’analyse des réclamations des clients est systématisée à EEC. Chaque mois, un rapport « bilan des réclamations des clients » est établi à destination de la direction. La collecte informatisée alimente une base de données, dénommée « TINA », en place maintenant depuis plusieurs années. Le concessionnaire constate que cet outil est approprié pour inciter les agents de l’entreprise à bien faire leur travail de relation avec la clientèle. Pour cette année les principaux résultats de cette statistique (établie sur le grand Nouméa) sont récapitulés ci-après : Répartition par causes de réclamations

Nombre de réclamations 2005

Nombre de réclamations 2006

Nombre de réclamations 2007

% 2007 Sur total De réclamation

Evolution

Accueil clients 15 12 2 2 ↓ Coupures impayés

9 13 6 5 ↓

Coupures travaux

2 1 1 ↓

Transmission de documents

4 6 1 1 ↓

Devis/Factures 2 Eclairage public 5 2 2 ↓ Environnement 8 1 1 ↓ Factures énergie 47 58 23 21 ↓ Informations clientèle

2 1 1 ↓

Relève 11 4 6 5 ↑ Sécurité 1 1 1 ↔ Factures travaux 4 3 Fournisseur 1 Matériel / supports

3 3 ↔

Sinistres : dommages matériels Demande de remboursement

13 30 41 37 ↑

Support d’enregistrement

3

Souscription police

25 9 10 9 ↑

Sous-traitants 1 2 Travaux de branchement

16 13 6 5 ↓

Travaux de comptage

4 8 6 5 ↓

Travaux réseaux 15 3 2 2 ↓ Autres 2 2 ↔ Total 177 179 112 100 100

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Comme on peut le constater, la majorité des critères de réclamation sont en baisse depuis 2005, à l’exception des dommages matériels : 179 en 2006 contre 112 en 2007, ce qui reste très acceptable. Le critère travaux de branchements est en très nette diminution grâce à une meilleure gestion des délais par le concessionnaire. Cependant, la Ville de Nouméa a constaté cette année une augmentation brutale des demandes de remboursements clientèle, suite à des sinistres imputés au concessionnaire. De l’analyse de l’évènement, EEC ne constate aucune modification réelle de l’alimentation de la clientèle et impute cette augmentation de réclamations à plusieurs causes dont la Ville de Nouméa lui laisse l’entière responsabilité :

- la diffusion systématique et généralisée d’appareils électroniques grand public et bas de gamme (donc mal protégés) dans tous les foyers ;

- la judiciarisation de la société et la généralisation du réflexe de la réclamation pour obtenir « quelque chose » ;

- les conclusions des experts d’assurances orientées systématiquement vers la responsabilité du distributeur sans raison technique réelle ;

- des installations intérieures des clients non conformes aux normes qui régissent les installations dans les habitations (NFC 15-100), que ce soit chez les clients ordinaires comme chez les professionnels.

En conséquence, EEC va mettre en œuvre une information systématique de tous les intervenants en la matière (bureaux d’études, architectes, maîtres d’œuvres, municipalités, etc.….), avant de décider éventuellement de lancer une information grand public ; de plus, le concessionnaire compte maintenant résister de manière plus judiciaire aux diverses demandes injustifiées faites par les clients. Par ailleurs, EEC mettra en place un système permettant d’analyser la qualité de l’énergie délivrée par ENERCAL afin de satisfaire aux normes européennes (NF EN 50-160) qui régissent les caractéristiques principales de tension à fournir à un réseau public. Cette norme décrit, au point de livraison du client, les caractéristiques principales de tension fournie par un réseau public de distribution basse tension et moyenne tension dans des conditions normales d'exploitation, telles que la fréquence, l'amplitude de la forme de l'onde, la symétrie des tensions triphasées. Cette norme donne les limites ou les valeurs des caractéristiques de la tension que tout client est en droit d'attendre. En exploitation normale, ces caractéristiques sont sujettes à des variations dues à des modifications de charge du réseau, des perturbations émises par certains équipements et par l'apparition de défauts principalement dus à des causes externes. La norme étudie ces variations.

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La répartition des réclamations des clients par causes peut être représentée comme suit :

Factures énergie; 23; 21%

Coupures travaux; 1; 1%

Information clientèle; 1; 1%

Eclairage public; 2; 2%

Pas une réclamation; 2; 2% Accueil clients ; 2; 2%

Coupures Impayés; 6; 5%

Devis/Factures; 1; 1%

Relève; 6; 5%

Sinistres matériels client; 41; 36%

Sécurité; 1; 1%

Souscription police; 10; 9%

Transmission docs; 2; 2%

Travaux branchement; 6; 5%

Travaux comptage; 6; 5%

Travaux réseau; 2; 2%

Accueil clients Coupures Impayés Coupures travaux Devis/FacturesEclairage public Factures énergie Information clientèle RelèveSécurité Sinistres matériels client Souscription police Transmission docsTravaux branchement Travaux comptage Travaux réseau Pas une réclamation

2. TEMPS DE COUPURE A L’ABONNE Le temps moyen de coupure que subissent les abonnés est suivi par EEC tous les mois. Les résultats définitifs de l’année 2007 sont repris dans le tableau ci-dessous, dans lequel est établie une comparaison des résultats annuels de l’entreprise sur le grand Nouméa avec ceux publiés par d’autres entreprises comme Gaz et Electricité de Grenoble ou Electricité de Tahiti.

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Qualité de service - temps de coupure à l'abonné (en minutes) Nouméa

Incidents Travaux Total Concessions Transport Distribution Total Transport Distribution Total Transport Distribution Total

Nouméa 2003 12 25 37 146 146 12 171 183 2004 0 25 25 95 95 0 120 120 2005 1 29 30 77 77 1 106 107 2006 33 36 69 63 63 33 99 132 2007 4 11 15 50 50 4 61 65 Tahiti 1993 290 290 157 157 447 447 1994 254 254 130 130 384 384 Grenoble 1999 9 9 21 21 30 30 2000 7 7 16 16 23 23 2001 13 13 25 25 38 38 2002 7 7 24 24 31 31 2003 7,3 7,3 20,2 20,2 27,5 27,5

On peut noter une nette diminution des temps de coupure à l’abonné pour l’année 2007, et des performances du service public délégué de distribution d’énergie électrique très nettement supérieures à ce que l’on peut constater à Tahiti, et pas si éloignées d’une ville métropolitaine comparable comme Grenoble, ce d’autant plus que le tableau ci-dessous permet de distinguer les causes de ces différentes coupures et montre que les deux principales causes de coupures sont dues à la nécessité de procéder à des travaux d’amélioration et de réparation du réseau de distribution électrique.

Nombre de coupures Temps de coupures en minutes Coupures pour travaux 2003 2004 2005 2006 2007 2003 2004 2005 2006 2007 Améliorations 91 64 41 59 57 50 26 20 26 32 Maintenance 80 112 93 48 36 44 47 44 21 10 Extension 43 19 14 15 6 23 9 7 7 4 Réparations 19 8 2 9 6 10 3 1 4 1 Tiers (accidents, dégradations) 13 25 8 10 9 7 10 4 5 1

Sécurité 2 2 Voirie 10 0 2 0 0 6 0 1 0 0 Remise en état cyclone 10 0 0 0 0 6 0 0 0 0 Total 266 228 160 141 116 146 95 77 63 50

On constate au total que 96% de ces coupures de distribution d’énergie électrique sont dues aux opérations de renforcement, de maintenance ou d’amélioration du réseau de distribution. On retrouve dans ce tableau la baisse déjà observée dans les dépenses, des opérations de maintenance, remplacées par une augmentation des opérations d’amélioration et d’extension, ce qui est plutôt un signe de bonne gestion du réseau de la concession.

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Cependant, le début 2008 a été marqué par une multitude de pannes liées aux intempéries de ce début d’année qui laissent présager des résultats plus mauvais pour l’année prochaine. On note également que la mise en service de l’usine de Prony sans la deuxième ligne 150 KV de transport qui doit traverser la tribu de Saint Louis, fragilise, pour l’instant, l’alimentation de Nouméa. 3. QUANTITE D’ENERGIE NON DISTRIBUEE L’énergie non distribuée constitue un autre critère de qualité, qui est également suivi par la direction technique d’EEC. On remarque que ce critère a évolué dans le bon sens ces dernières années.

Qualité de service - Energie non distribuée en MWH Incidents Travaux Total Concessions Transport Distribution Total Transport Distribution Total Transport Distribution Total

Nouméa 2003 7 15 22 86 86 7 101 108 2004 0 19 19 57 57 76 76 2005 0,5 18,4 18,9 47,6 47,6 0,5 66 66,5 2006 21 23,1 44,1 40,4 40,4 21 63,5 84,5 2007 2,6 8,4 11 36,4 36,4 2,6 44,8 47,4

On constate d’après le tableau ci-dessus, que l’énergie non distribuée a baissé de moitié en 5 ans : une importante amélioration en 2007. Ce critère de temps de coupure de 47.4 minutes par an en 2007 est donc un indicateur d’excellence de service public délégué de distribution d’énergie électrique par le délégataire. 4. DELAI D’ETABLISSEMENT DES DEVIS DE BRANCHEMENTS En ce qui concerne le délai de réalisation des devis de branchements, rappelons qu’EEC a mis en place en 2001 une formule plus rapide de prise de rendez-vous, de sorte que les « technico-commerciaux de branchements » soient en relation directe avec le client et qu’au cours de la visite des lieux, ils établissent sur place le devis de branchement.

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DELAIS (en jours) DE REALISATION DES DEVIS DE BRANCHEMENT4,

95

3,38 4,

54 4,75

4,91

4,75

4,5

3,17 3,76 4,31 4,92

4,12

0

1

2

3

4

5

6

Janv Févr Mars Avr Mai Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc

Délai réalisation devis Moyenne sur 12 mois Délai maxi

On constate que le délai de réalisation de devis de branchements est toujours inférieur à 5 jours quelle que soit la période de l’année. Toutefois, il s’agit de moyennes. Sur la base des critères d’établissement des devis de branchements, le service public délégué de distribution d’énergie électrique rendu par le concessionnaire paraît de très bonne qualité.

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5. DELAI DE REALISATION DES TRAVAUX DE BRANCHEMENTS Le délai moyen d’établissement des branchements calculé par EEC est exprimé en jours calendaires. EEC suit les délais de réalisation des devis et des travaux de branchement mois par mois ; les résultats de cette gestion sont récapitulés dans les graphes représentés ci-après :

DELAIS (en jours) DE REALISATION DES TRAVAUX DE BRANCHEMENT

12,2

4

10,310

,6612

,812,6

6

11,7

7

11,5

8

11,4

8,329,

518,8210,9

7

02468

10121416

Janv Févr Mars Avr Mai Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc

Délai réalisation travaux Moyenne sur 12 mois Délai maxi

Le délai maximum est fixé à 14 jours. Le graphe ci-dessus montre que le délai de réalisation des branchements est conforme aux dispositions du cahier des charges et s’étend de 8.5 jours à 12.5 jours suivant les périodes. Les mois les plus difficiles sont de mai à septembre, ainsi que le mois de décembre. Soit, durant 6 mois, ce sont plus de 11 jours qui sont nécessaires pour faire réaliser les travaux. La statistique présentée ci-dessus ne comprend que les branchements faits par les équipes du service clientèle. Il n’existe aucune statistique pour les branchements plus complexes, réalisés par le service ingénierie réseaux d’EEC.

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On remarque également dans le tableau synthétique ci-dessous, une stabilisation en moyenne des résultats globaux obtenus par le service clientèle sur ces critères de délais. Délais de branchements (en jours)

2003 2004 2005 2006 2007

Travaux de branchements aériens

12 13 12 10 10,9

Devis de branchements 7 4 5 6 4,33

Comme on peut le constater, la durée moyenne des délais de branchements est en nette baisse depuis 2005 et s’établit à moins de 11 jours (10.9 jours). L’analyse du critère de la durée des taux de branchements montre donc une amélioration de la qualité du service public rendu par le délégataire, amélioration qui devra se poursuivre sur les exercices à venir. 6. INTERVENTIONS AUPRES DE LA CLIENTELE Le tableau ci-dessous indique le nombre d’interventions par type sur les cinq dernières années sur le réseau alimentant la concession de Nouméa :

Type d'interventions 2003 2004 2005 2006 2007 2007 en %

Mise en service 7611 7770 7482 7464 8110 30.32 Modification de puissance 890 983 969 952 1008 3.77 Coupure pour impayé 3873 4311 3547 3359 3519 13.16 Echange compteurs 1452 77 94 84 115 0.43 Lecture compteurs 5638 5458 5565 5592 5732 21.43 Divers 3515 3055 3603 4515 3718 13.90 Dépannage 1088 949 957 893 981 3.67 Résiliation 3813 3618 3676 3577 3562 13.32 Total 27880 26221 25893 26436 26745 100

A l’analyse de ces chiffres, nous constatons à nouveau cette année une grande stabilité du travail réalisé par l’équipe d’intervention auprès de la clientèle, pour le nombre global des interventions réalisées au service clientèle. Les types d’intervention les plus fréquents sont les mises en service (30.32%), les lectures de compteurs (21.43%), les divers (13.90%) et les résiliations (13.23%). Les dépannages ne représentent que 3.67% des interventions, ce qui atteste de l’excellente qualité de distribution de service électrique fournie par le délégataire.

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7. DELAI DES RENDEZ VOUS DES PETITES INTERVENTIONS Pour avoir une indication du temps d’intervention moyen des petites interventions, on examine le temps moyen d’intervention pour les mises en service car c’est celui qui caractérise le mieux les attentes des clients. Données exprimées en jours Temps d'intervention 2003 2004 2005 2006 2007 Janvier 0,44 0,41 0,49 0,49 0,53 Février 0,42 0,42 0,48 0,59 0,54 Mars 0,51 0,41 0,44 0,59 0,49 Avril 0,4 0,39 0,48 0,46 0,54 Mai 0,41 0,39 0,51 0,53 0,53 Juin 0,5 0,39 0,49 0,6 0,55 Juillet 0,44 0,39 0,5 0,56 0,49 Août 0,51 0,43 0,57 0,56 0,47 Septembre 0,43 0,44 0,47 0,55 0,51 Octobre 0,41 0,39 0,46 0,5 0,5 Novembre 0,41 0,42 0,56 0,57 0,61 Décembre 0,44 0,42 0,65 0,58 0,65 Moyenne 0,44 0,41 0,51 0,55 0,53

Malgré une évolution des temps d’interventions depuis 2004, EEC maintient à la demi-journée le temps nécessaire à la mise en service d’un nouveau client. Ce résultat est tout à fait convenable bien que les années antérieures aient montré une meilleure performance. 8. RACCORDEMENT DE LA CLIENTELE EN « LIBRE SERVICE » Lorsque le service clientèle connaît le successeur immédiat d’un abonné, il n’est pas procédé à la coupure de l’alimentation ; seul le changement du titulaire du contrat est constaté dans le fichier clientèle ; cette procédure s’appelle le « libre service » ; elle permet d’assurer au client un service immédiat et moins cher (pas de frais d’intervention). Sur les neuf dernières années, les statistiques de mise en service par « libre service » sur la commune de Nouméa s’établissent comme suit : Mise en libre service 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Polices résiliées 6435 6472 6662 6581 6664 6515 6433 6420 6632 Dont libre service 1789 1864 1962 1978 2046 2066 2127 2233 2413 Augmentation du libre service 27,80% 28,80% 29,45% 30,06% 30,70% 31,71% 33,06% 34,78% 36,38%

Ces résultats confirment une nouvelle progression des mises en service des nouveaux clients par cette procédure et donc une amélioration du service par le concessionnaire à la clientèle.

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9. ACCUEIL TELEPHONIQUE Les statistiques de l’accueil téléphonique de 2007, qui ne concernent désormais que les appels destinés à la clientèle, font bien apparaître une baisse sensible du nombre d’appels entrants, donc une nette et appréciable amélioration de la qualité de service public délégué de distribution d’énergie électrique par le concessionnaire :

Mois Appels entrants

Appels entrant au service dépannage

Temps de sonnerie moyen en seconde

Nombre en % janvier 7 563 1 295 17% 5 février 7 149 1 235 17% 6 Mars 8 711 1 566 18% 5 Avril 7 904 1 772 22% 6 Mai 8 509 1 503 18% 5 Juin 8 020 1 304 16% 5 Juillet 8 775 1 480 17% 5 Août 3 774 229 6% 4 septembre 7 203 5 octobre 8 145 5 novembre 8 571 5

décembre 6 382

* A compté du mois d'Aout 2007 les appels du service dépannage ont été orientés vers l'accueil téléphonique clientèle (ACD) 5

Moyenne 2003 12 575 1 201 10% 9,2 Moyenne 2004 14 287 1 457 10% 8 Moyenne 2005 11 031 1 257 11% 5,78 Moyenne 2006 8 614 1 634 19% 8,5 Moyenne 2007 7 559 1 298 17% 5

En effet, EEC a constaté une augmentation importante du nombre d’appels destinés au service dépannage ; cette observation a permis à EEC de s’apercevoir, après analyse, que les appels de la clientèle sur le numéro de dépannage n’étaient pas tous, et de loin, réellement destinés au service dépannage. EEC a donc basculé le numéro de dépannage sur l’ACD (ACD : Automatic Call Distribution : « accueil téléphonique clientèle », permettant la hiérarchisation et l’orientation des appels des clients vers un chargé de clientèle disponible).

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10. NOMBRE DE FACTURES RECTIFICATIVES On constate que du fait de la pratique de la relève électronique par EEC, les taux de factures rectificatives sont tout à fait négligeables : Factures Basse Tension 2003 2004 2005 2006 2007 Emises en BT 424 792 463 721 448 567 461 857 475 638 Rectificatives 219 101 100 129 94 Rectificatives en % 0,05% 0,02% 0,02% 0,03% 0,02%

Les factures rectificatives sont en baisse constante, le total des factures émises en basse tension est en légère augmentation et le taux de correction est de 0.02% Factures HTA (Haute Tension) 2005 2006 2007 Emises en HTA 3 937 4 003 4 045 Rectificatives 11 8 15 Taux de réfection 0,28% 0,20% 0,37%

Le nombre de factures rectificatives Haute tension a augmenté, mais reste tout de même à un niveau satisfaisant. La qualité du service public délégué de distribution d’énergie électrique rendu par EEC est donc globalement satisfaisant au regard de la quantité d’émission de factures rectificatives. 11. DELAI MOYEN DES DEPANNAGES Les interventions pour dépannage sont par définition non programmées ; leur but est de réalimenter normalement et au plus vite la clientèle, dans le respect des normes et consignes de sécurité. Elles se résument aux motifs suivants :

- absence de courant ; - variation de tension ; - déclenchement de disjoncteur.

Les données suivantes rapportent les délais moyens mensuels, entre l’appel du client et la fin du dépannage. Ces statistiques ont été modifiées en 2004 de manière à représenter plus spécifiquement le temps d’attente de la clientèle en cas de dépannage.

16

Délai de dépannage exprimé en heures : Dépannages 2003 2004 2005 2006 2007 janvier 1,05 1,19 1,26 1,13 1,09 Février 1,30 1,17 1,16 1,19 1,04 Mars 1,32 1,12 1,37 1,27 1,39 Avril 1,27 0,52 1,29 1,37 1,16 Mai 1,27 0,47 1,06 1,18 1,07 Juin 1,20 1,2 1,11 1,16 1,06 Juillet 1,29 0,45 1,06 1,06 1,19 août 1,27 1,13 0,54 1,10 1,18 septembre 1,25 1,45 1,32 1,00 1,06 octobre 1,02 1,02 1,02 1,32 1,40 novembre 1,13 1,41 1,29 1,44 1,16 décembre 1,25 1,16 1,08 1,34 1,26 Moyenne 1,22 1,02 1,13 1,21 1,17

La qualité du service public de distribution d’énergie électrique délivré par le concessionnaire est tout à fait correcte considérant le temps d’attente pour les dépannages. 12. POLITIQUE D’ENTRETIEN DES OUVRAGES L’ensemble des dépenses d’entretien engagées par EEC de 2002 à 2007 et prévu pour 2008 est récapitulé dans les trois tableaux ci-dessous : Répartition annuelle EN MF CFP Entretien des ouvrages de la concession

Entretien réseaux aériens

Entretien réseaux souterrains

Entretien branchements

Entretien des postes DP

Entretien des compteurs TOTAL

2002 50 069 18 267 43 338 46 122 11 152 168 948 2003 42 655 21 872 51 603 31 797 13 324 161 251 2004 49 458 20 606 45 842 34 359 13 702 163 967 2005 35 263 15 197 42 897 32 434 14 783 140 574 2006 31 540 15 713 45 408 24 748 15 972 133 381 2007 32 264 9 105 45 958 15 669 8 019 111 015 2008 (budget) 33 200 15 000 48 200 20 000 13 000 129 400

17

Entretien des ouvrages de la concession

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

Entreti

en ré

seau

x aéri

ens

Entreti

en ré

seau

x sou

terrai

ns

Entreti

en br

anch

emen

ts

Entreti

en de

s pos

tes D

P

Entreti

en de

s com

pteurs

TOTA

L

20002001 (15 mois)2002200320042005200620072008 (budget)

Evolution des dépenses sur les cinq dernières années (En FCFP) Année Intitulé 2003 2004 2005 2006 2007 Nombre de clients 35 686 36 747 37 728 38 816 40 034 Entretien des ouvrages 161.251000 163.967.000 140.574.000 133.381.000 111.015.000Montant annuel par client 4 519 4 462 3 726 3 436 2 773

Si les dépenses d’entretien sont restées globalement constantes dans le temps, on constate cependant que la tendance va à la diminution sur l’année 2007, la plus basse de ces 5 dernières années. Cela s’explique par une politique récente de remise à neuf du matériel, de renouvellement de câbles, des branchements, et d’enfouissement des lignes. L’entretien des ouvrages est donc moins important que précédemment du fait de leur remise à neuf récente. Du point de vue de l’entretien des ouvrages, la qualité du service public de distribution d’énergie électrique pratiquée par le concessionnaire est très satisfaisante et atteste d’une politique de renouvellement des équipements appropriée.

18

13. POLITIQUE DE RENOUVELLEMENT DES OUVRAGES La politique de renouvellement des ouvrages a considérablement évolué ces trois dernières années, EEC accentuant ses efforts de renouvellement vers les réseaux haute tension et basse tension ainsi que vers les branchements ; l’ensemble des dépenses de renouvellement engagées par EEC de 2001 à 2007 et prévues au budget 2008 est récapitulé dans le tableau ci-dessous. Répartition annuelle EN MF CFP

Equipement de puissance Automates

Travaux pour motifs de voirie

Réseaux MT

Postes MT/BT

Transfo DP & extensions Réseaux BT

Remise en état de branchements

TOTAL

2001 (15 mois) 10 913 831 5 015 7 122 19 766 0 5 337 18 485 67 469 2002 15 976 5 642 2 208 3 392 10 383 4 453 26 083 68 137 2003 2 556 26 541 6 520 801 12 580 1 463 3 748 23 233 77 442 2004 73 613 2 421 14 380 11 185 20 470 19 366 141 435 2005 16 407 1 321 789 6 424 19 279 5 738 10 838 60 796 2006 33 794 3 496 15 729 37 146 19 035 765 57 496 18 665 186 126 2007 1 164 5 936 28 226 38 701 55 495 27 081 156 603 2008 (budget) 500 29 460 13 500 23 500 20 000 86 960

Renouvellement des ouvrages de la concession

020 00040 00060 00080 000

100 000120 000140 000160 000180 000200 000

Equipe

ment de

puissa

nce

Automate

s

Travaux p

our m

otifs

de vo

irie

Réseaux

MT

Postes

MT/BT

Transfo

DP & exten

sions

Réseaux

BT

Remise en

état

de bran

chem

ents

TOTAL

2001 (15 mois)

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008 (budget)

19

On constate que l’année 2006 a donné lieu à un très gros volume de renouvellement d’ouvrages, suite au remplacement d’un transformateur de 25 MVA au poste source de Doniambo. Evolution sur les cinq dernières années : (En FCFP) Année Intitulé 2003 2004 2005 2006 2007 Nombre de clients 35 686 36 747 37 728 38 816 40 034 Renouvellement des ouvrages 77.442 000 141435 000 46 313 000 186 126 000 156 603 000 Montant annuel par client 2 170 3 849 1 228 4 795 3 912

Le programme de renouvellement des ouvrages mis en place en 2007 commence à se constater dans les réalisations : forte augmentation des dépenses effectivement réalisées malgré une quasi absence de dépenses en équipement de puissance, automates et transformateurs de distribution publique. De plus, le remplacement d’environ 12 Km de câble CPI entre 2007 et 2010, pour un budget global de 535 MFCFP sur la commune de Nouméa a pour objectif de sécuriser la distribution d’énergie électrique. Il a également été procédé à la suppression des postes tours vétustes et dangereux pour les manœuvres et à la rénovation des réseaux Basse Tension. Les réseaux en cuivre nu devraient être totalement supprimés avant fin 2009 (9 Km remplacés en 2007) pour un budget annuel de 29 MFCFP. Du point de vue de la politique de renouvellement des ouvrages, la qualité du service public délégué de distribution d’énergie électrique est très satisfaisante. En effet, le concessionnaire investit chaque année dans des équipements nouveaux et performants. 14. POLITIQUE D’INVESTISSEMENT SUR LA CONCESSION L’évolution de la consommation d’électricité sur le grand Nouméa fait apparaître qu’après une faible augmentation en 2005, 2006 et 2007, l’évolution connait une hausse de près de 10.5% début 2008. Cependant, il ne suffit pas de déterminer la pointe de consommation, mais son évolution globale ; les investissements en 2008 devront se décider sur chaque point de livraison, de façon à ce que le concessionnaire puisse faire face à tout moment aux appels de puissance de la clientèle. Répartition annuelle en KFCFP:

Equipement de puissance Automates

Extensions diverses B1+B2

Travaux pour motifs de voirie

Réseaux HTA

Postes HTA/BT

Transfo DP et extensions

Réseaux BT

Remise en état et branchements

TOTAL

2002 20 946 60 753 96 816 44 680 83 726 55 134 972 30 207 27 216 420 450 2003 4 188 73 999 69 933 24 892 103 979 50 965 3 221 22 591 23 476 377 244 2004 87 878 8 527 76 489 6 449 105 151 25 929 2 023 33 697 19 370 365 513 2005 19 299 4 982 74 487 3 822 29 247 40 523 125 33 373 10 318 216 176 2006 69 674 8 432 55 568 16 116 78 313 64 479 1 851 66 566 18 153 379 152 2007 3 179 4 889 26 955 11 736 120 672 93 040 3 125 132 772 29 163 425 531 Total sur 6 ans 205 164 161 582 400 248 107 695 521 088 330 070 11 317 319 206 127 696 2 184 066

20

Il apparaît au regard de ces chiffres que la politique d’investissement du concessionnaire est mise en œuvre par des programmes ciblés, chaque année. On constate sur le total qu’un très gros effort a été réalisé sur les réseaux à haute tension et en moindre proportion sur les réseaux basse tension.

Investissements sur la commune de Nouméa

050 000

100 000150 000200 000250 000300 000350 000400 000450 000

Equipe

ment de

puiss

ance

Automate

s

Extens

ions d

iverse

s B1+

B2

Travaux p

our m

otifs d

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Résea

ux HTA

Postes

HTA/BT

Transfo D

P et ex

tensio

ns

Résea

ux BT

Remise

en ètat

et b ran

chem

entsTOTAL

2001 (15 mois)2002200320042005200620072008 (budget)

Evolution sur les cinq dernières années : (En FCFP) Année Intitulé 2003 2004 2005 2006 2007 Nombre de clients 35 686 36 747 37 728 38 816 40 034 Investissement 377 244 000 365 513 000 216 176 000 379 152 000 425 531 000Montant annuel par client 10 571 9 947 5 730 9 768 10 629

Cette année à nouveau EEC n’a pratiquement pas réalisé d’investissements en équipements de puissance. L’entreprise a profité de cette marge de manœuvre budgétaire pour accentuer son effort dans la rénovation des réseaux haute tension, des postes haute tension et des réseaux basse tension, en cohérence avec le programme de renouvellement de ces ouvrages. Le même effort doit se poursuivre en 2008.

21

15. DEPLOIEMENT DES ENERGIES RENOUVELABLES L’article 32 du cahier des charges oblige le concessionnaire à présenter un rapport d’étude tous les cinq ans. Cependant, le concessionnaire n’est pas opposé à faire un exposé annuel succinct sur l’énergie produite et injectée sur la commune du Mont Dore à partir de différentes fermes éoliennes (EEC et VERGNET) et qui profite bien évidement à la commune de Nouméa puisque les réseaux sont interconnectés. Le développement des panneaux solaires photovoltaïques semble bien adapté à la Nouvelle-Calédonie. Après avoir expérimenté à grande échelle la production d’électricité éolienne, EEC a expérimenté en 2007 trois opérations concernant la production d’électricité en solaire photovoltaïque :

- une opération pilote avec la SAVEXPRESS qui a installé des panneaux photovoltaïques pour une puissance de 19 KVA sur le toit d’une gare de péage pour ses besoins propres et la revente du surplus à EEC au tarif de 21 FCFP/KWh ;

- une opération similaire de 19 KVA est en cours d’installation dans les nouveaux locaux d’EEC au PK4 ;

- une opération avec la Ville de Nouméa pour les écoles (une à Montravel, et deux à Rivière Salée) est en cours d’étude.

EEC est prêt à généraliser ce recours aux énergies renouvelables dans les conditions qui doivent être définies par la DIMENC en termes de tarif d’achat et de volume global annuel acceptable.

***

22

III. RAPPORT SUR LES COMPTES 2007

3.1 – LE COMPTE DE RESULTAT DE LA CONCESSION EEC Le "compte de résultat" récapitule les produits et les charges de l’exercice et fait apparaître, par différence après déduction des amortissements et des provisions, le bénéfice ou la perte de l’exercice. Il comporte trois grandes catégories : le résultat d'exploitation (lié directement à l'activité) ; le résultat financier (généré par les opérations financières de l'entreprise) et le résultat exceptionnel (provenant d'opérations inhabituelles : par exemple, une plus-value ou une perte réalisée sur le prix de revente d'une machine utilisée pendant quelques temps pour la production de l'entreprise).

23

Le compte de résultat pour l’année 2007 se décompose comme suit : PRODUITS D'EXPLOITATION

2007 2006 var 2007/2006

Ventes d'énergie 9 839 215 172 9 344 336 467 5,30% Location, entretien, branchements et compteurs 233 124 947 213 680 332 9,10% pénalités de dépassement, majoration/minoration cosinus, prime, transformation 63 685 292 62 614 458 1,71% Vente d'énergie en compteur et cut off -91 144 571 40 029 086 -327,70% production vendue 454 548 867 397 325 670 14,40% Total Chiffre d'affaires 10 499 429 707 10 057 986 013 4,39% Autres produits d'exploitation 1 823 982 419 1 088 136 519 67,62% TOTAL PRODUITS D'EXPLOITATION 12 323 412 126 11 146 122 532 10,56% CHARGES D'EXPLOITATION Achats d'énergie 5 706 636 097 5 525 583 163 3,28% Consommations en provenance de tiers 2 694 209 078 2 013 371 768 33,82% Impôts taxes et versements assimilés 747 920 178 723 944 920 3,31% Charges de personnel 1 585 633 591 1 547 586 229 2,46% Dotations aux amortissements et provisions 891 481 907 530 911 125 67,92% Autres charges d'exploitation 12 944 509 24 330 063 -46,80% TOTAL CHARGES D'EXPLOITATION 11 638 825 360 10 365 727 268 12,28% RESULTAT D'EXPLOITATION 684 586 766 780 395 264 -12,28% PRODUITS FINANCIERS 193 038 591 144 525 728 33,57% CHARGES FINANCIERES 115 765 900 127 698 637 -9,34% RESULTAT FINANCIER 77 272 691 16 827 091 359,22% PRODUITS EXCEPTIONNELS 369 347 956 852 571 636 -56,68% CHARGES EXCEPTIONNELLES 286 058 770 849 006 180 -66,31% RESULTAT EXCEPTIONNEL 83 289 186 3 565 456 2236,00% IMPOTS SUR LES BENEFICES 314 915 428 153 283 677 105,45% BENEFICE DE L'EXERCICE 530 233 215 647 504 134 -18,11% Le compte de résultat affiche donc un résultat d’exploitation de 684 586 766 F/CFP en diminution de 12.28% par rapport à l’année 2006, un résultat financier et un résultat d’exploitation en forte progression par rapport à 2006, atteignant respectivement 77 272 691 F/CFP pour le résultat financier et 83 289 186 F/CFP pour le résultat d’exploitation. L’année 2007 se solde donc par un bénéfice net après impôt, pour la concession de Nouméa, de 530 233 215 F/CFP.

24

3.2- LE BILAN DE LA CONCESSION EEC

Le bilan est un inventaire, établi annuellement sous forme de balance, de tout ce que possède une entreprise (actif) et de tout ce qu’elle doit (passif). L’actif comporte : -l’actif immobilisé, qui regroupe l’ensemble des immobilisations figurant au bilan d’une entreprise (bâtiments, machines, véhicules, fonds de commerce, brevets, licences, titres de participation...). -l’actif circulant, qui regroupe l’ensemble des biens et créances de l'entreprise qui découlent de l'exploitation de l'entreprise et dont la valeur change en permanence : stocks, créances clients, créances sur autres tiers (par exemple l'Etat), disponibilité... Le passif englobe tous les capitaux utilisés par l'entreprise : -ses fonds propres, - ses fonds d'emprunt, - et ses dettes d'exploitation. Le bilan pour l’année 2007 se décompose comme suit :

ACTIF NET 2007 NET 2006 PASSIF 2007 2006

TOTAL ACTIF IMMOBILISE 10 240 340 371 9 746 583 860

TOTAL CAPITAUX PROPRES 5 693 375 482 5 810 502 186

dont résultat de l'exercice 530 233 215 647 504 134

TOTAL DES PROVISIONS 1 144 298 825 1 213 638 277

TOTAL DES COMPTES SPECIFIQUES DE CONCESSION 5 064 307 263 4 828 308 431

TOTAL ACTIF CIRCULANT 5 291 183 725 5 344 474 545 TOTAL DES DETTES 3 629 542 526 3 238 609 511 TOTAL DE L'ACTIF 15 531 524 096 15 091 058 405 TOTAL DU PASSIF 15 531 524 096 15 091 058 405 A l’actif, les immobilisations nettes figurent pour 10 240 340 371 F/CFP, l’actif circulant pour 5 291 183 725 FCFP. Au passif, les capitaux propres, compte tenu du résultat de l’exercice et des affectations des résultats antérieurs, s’élèvent à 5 693 375 482 F/CFP. Les provisions pour risques et charges s’élèvent quant à elles, à 1.144.298.825 F/CFP. Les comptes spécifiques de concessions atteignent un total de 5 064 307 263 F/CFP et se décomposent comme suit : -apports des tiers à titre gratuit……………………………4 357 896 391 F/CFP -amortissements de caducité……………………………..1 036 836 982 F/CFP -dépréciations immobilières Domaine concédé concessionnaire 330 426 110 FCFP

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Les dettes s’élèvent à 3 629 542 526 F/CFP et représentent 23,37% du bilan. Elles se ventilent comme suit : emprunts (etbls de crédit) 22 326 309 FCFPconcours bancaires courants 185 599 989 FCFPemprunts et dettes financières diverses 600 000 000 FCFPavances sur consommations 608 719 784 FCFPavances sur commandes en cours 80 828 011 FCFPdettes fournisseurs, et comptes rattachés 192 937 199 FCFPdettes fiscales et sociales 768 252 458 FCFPautres dettes d’exploitation 75 682 214 FCFPdettes sur immobilisations et comptes rattachés

3 768 894 FCFP

dettes fiscales( IS) 94 427 668 FCFPTotal 3 629 542 526 FCFP

3.3- LE RESULTAT DE L’EXERCICE 2007 ET SON AFFECTATION Ainsi que vous pouvez le constater, déduction faite de toutes charges et de tous impôts et amortissements, les comptes d’EEC pour la concession de Nouméa font ressortir un bénéfice de 530 233 215 F/CFP. Aussi, l'assemblée générale de la société, sur proposition de son conseil d'administration, a-t-elle affecté les résultats bénéficiaires de la manière suivante : Signe Eléments Montant Bénéfice de l’exercice 530 233 215 FCFP - Absorption des pertes antérieures 0 = Solde 530 233 215 FCFP - Dotation à la réserve légale (10% du capital) 0 = Solde 530 233 215 FCFP + Report à nouveau antérieur 1 750 413 442 FCFP = Bénéfice distribuable 2 280 646 657 FCFP

*** Nouméa, le Le Maire Jean LEQUES

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ANNEXE 1

Extrait du journal officiel de la Nouvelle Calédonie Arrêté n° 2006-433/GNC du 16 février 2006 relatif aux tarifs applicables à la vente d'énergie électrique

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Arrêté n° 2006-433/GNC du 16 février 2006 relatif aux tarifs applicables à la vente d'énergie électrique TARIFS EN VIGUEUR AU 31 DECEMBRE 2007

TARIFS STRUCTURE

PRIX DE BASE FCFP

PRIX ACTUALISEFCFP

INDUSTRIESHOTELS

Puissance souscrite en F/KVA/AN <= 3.30 kVA 3 000 4 329 Puissance souscrite en F/KVA/AN > 3.30 kVA 3 750 5 411 Energie en F/KWh consommé 21,69 31,3

BT-UD

Puissance souscrite en F/KVA/AN 6 983 10 076 I = 9 522 H= 6 670 Energie en F/KWh consommé 14,81 21,37 I = 20,19

BT-UP

H= 14,15

ECLAIRAGE PUBLIC Energie en F/KWh consommé 20,1 29

PETITES UTILISATIONS Forfait mensuel 1 220 1 760

Forfait mensuel 2 090 3 016

dont branchement

PETITES UTILISATIONS RURALES

870 1 255

Heures pleines en F/KWh 18,57 26,79 Heures creuses en F/KWh 6,19 8,93

IRRIGATION

Puissance souscrite en F/KVA/AN 10 793 15 573 I = 14 717

H = 10 309

A = 10 309

MT-CU

Energie en F/KWh consommé 10,58 15,27 I = 14,43

28

H = 10,11 A = 10,11 Puissance souscrite par période - 1 en F/KVA/AN 7 036 10 152 I = 9 594 H = 6 721 A = 6 721 - 2 en F/KVA/AN 3 518 5 076 I = 4 797 H = 3 360 A = 3 360 - 3 en F/KVA/AN 7 036 10 152 I = 9 594 H = 6 721 A = 6 721 Energie consommée par période - 1 en F/KWh 13,58 19,59 I = 18,52 H = 12,97 A = 12,97 - 2 en F/KWh 6,54 9,44 I = 8,92 H = 6,25

MT-LU

- 3 en F/KWh 6,54 9,44 A = 6,25 NOTA : le prix de la puissance souscrite sera calculé par mensualité arrondie au franc le plus proche

EXEMPLE : Facture mensuelle (3.30 KVA * 4329 F)/12 = 1 190,39 arrondi à 1

190

Facture trimestrielle (1190 x 3) = 3 570 Suivant délibération N°25 du Congrès du Territoire de la Nouvelle Calédonie, en date du 19 Juillet 1996, il a été instauré, à compter du 1er Aout 1996, une modification des tarifs applicables à la vente d'Energie électrique. 1) lorsque le point de fourniture est un établissement hôtelier, les tarifs subissent un abattement de 33,8 %. 2) lorsque le point de fourniture est un établissement industriel de production ou de transformation, les

tarifs subissent un abattement de 5,5 %. 3) lorsque le point de fourniture est un établissement aquacole, les tarifs subissent un abattement de 33,8 %.

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