17.06.2011 / INDUSTRIE ET éNERGIE VINGT SIXIéME RAPPORT ANNUEL
La Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz
La société Tunisienne de l’électricité et du Gaz a été créée en vertu du décret –loi n°8 du 3 Avril 1962[1] sous la forme d’un établissement public à caractère industriel et commercial ayant pour objet la production, le transport et la distribution de l’électricité et du gaz. En vertu de ce décret -loi la société monopolise les activités de transport et de distribution de l’électricité tandis que en matière de production de l’électricité, l’Etat a été autorisé après la modification de 1996[2] à octroyer des concessions aux privés.
-La société privée « CPC » installée à Rades contribue depuis 2002 à la production d’électricité via sa centrale à cycle combiné Rades 2 . Sa participation à la production nationale d’électricité a atteint en 2009 plus de 24%.
-Le nombre des clients de la STEG qui était seulement 183 milles en 1962, a atteint plus de 3 millions en 2009. Le Chiffre d’affaires de la société provenant des ventes de l’électricité en 2009 a atteint 1345 millions dinars dont 49% provenant des ventes de l’électricité à basse tension. Il est à noter que le chiffre d’affaires de l’activité électricité représente 72% du chiffre d’affaires global de la société.
-Les travaux de contrôle ont porté sur les activités de production, de transport et de distribution de l’électricité. Ces travaux ont révélé certaines insuffisances au niveau de l’investissement, de l’exploitation, de la maintenance, de la qualité des services rendus et du recouvrement des créances.
1- L’investissement
- La réalisation de la centrale électrique de GHANNOUCH programmée initialement pour 2005 a accusé un retard important. Ce retard a contraint la société à conclure des contrats de gré à gré pour l’achat de turbines à gaz avec un coût total de 225 M.D, ce qui a contribué à l’augmentation de la consommation spécifique du carburant par le parc de production d’électricité. Selon la société, ce retard résulte principalement de l’arrêt des négociations avec la société british gaz (BG) portant sur le développement d’une centrale électrique alimentée par un gaz non commercial, ce qui a conduit la société à présenter un programme de substitution qui a reçu l’approbation du conseil des ministres.
-Dans le cadre du développement des énergies renouvelables, la société a programmé au titre de la période du 11ème plan, la réalisation d’un projet d’extension de la centrale éolienne de SIDI DAOUED et la réalisation de nouvelles stations éoliennes à BIZERTE avec un coût global de 580 M.D. Toutefois, ces projets ont accusé un retard d’environ 3 ans, étant signalé que ce type d’énergie renouvelable ne contribue qu’à hauteur de 1% seulement de la production nationale d’électricité.
- Des retards importants ont été constaté dans la réalisation de la quasi-totalité des projets de transport et de distribution d’électricité programmés dans le cadre du 10ème et du 11ème plan (essentiellement les lignes de haute et de moyenne tension et les postes de transformation) dépassant 8 ans dans certains cas. Ce retard ne permet pas de garantir la continuité dans l’alimentation en courant électrique en cas de pannes survenues sur des postes ou des lignes principales.
-La société a procédé à des modifications importantes sur la nature de l’objet de certains marchés relatifs à des projets de transport d’électricité pour un montant total de 114 M.D, soit plus de 23% du montant initial des marchés en question.. Ces modifications ont porté sur l’ajout de nouvelles composantes non prévues dans les cahiers des charges. En outre, la société n’a pas soumis à l’avis préalable de la commission supérieure des marchés les contrats dont le montant final a varié en plus ou en moins de 20% par rapport au coût initial prévu.
- La société a connu pendant les années 2008, 2009 et le début de 2010 des ruptures de stock importantes ayant touché les articles de distribution d’électricité. Ces ruptures qui sont dues principalement à des insuffisances dans les études prévisionnelles et la lenteur dans les procédures de passation des marchés, ont provoqué des ralentissements au niveau des travaux de mise à niveau du réseau de distribution et la prorogation des délais de raccordements des clients.
2- L’activité de production et de transport d’électricité
- 51% des unités de production de la société dont, notamment, les unités de production de base ont connu, durant la période 2007-2009, une régression de leur taux de disponibilité. Cette situation qui résulte de l’augmentation des arrêts non programmés, a réduit le taux de disponibilité global à 89.6% en 2009 contre 93% prévu. Ces arrêts non programmés ont occasionné des coûts supplémentaires au titre des consommations d’hydrocarbures estimés à 57 M.D.
-Contrairement aux clauses du contrat conclu entre la STEG et la société privée de production d’électricité « C.P.C », cette dernière n’a pas réalisé à temps l’ensemble des essais de performance prévus et n’a pas procédé à un audit technique externe de la station. Cette situation ne permet pas de détecter les insuffisances qui ont pour effet d’abaisser le rendement de la station et de s’assurer en conséquence de la quantité et la qualité de l’énergie à distribuer sur le réseau.
3-L’activité de distribution d’électricité
-La STEG n’a pas élaboré des procédures couvrant l’ensemble des cas de transmission de l’information portant sur les incidents survenus sur son réseau de distribution, ce qui a conduit à des divergences dans les procédures de diffusion de cette information aux différents intervenants.
- Jusqu’au mois de juin 2010, la STEG n’a pas conclu des contrats de maintenance pour les bureaux de conduite du courant « BCC », ce qui n’est pas de nature à assurer la continuité de leur exploitation en cas de pannes.
- Pour la région de Tunis, il est constaté le non raccordement de plus de 40% des postes de transformation avec ces bureaux et que 550 points de liaison seulement ont été mis en service contre 700 points de liaison prévus pour la fin de 2009. Ces insuffisances pourraient affecter la précision de la lecture de la situation du réseau et empêcher le rétablissement rapide du courant électrique en cas de pannes survenues sur le réseau.
- La société ne dispose pas d’un cadre global pour le balisage des câbles sous-terrain afin de les protéger contre les agressions. Il s’est avéré aussi que les cartes de passage de ces câbles ne sont pas actualisées bien que cette action a été planifiée depuis 2005.
4-Programmes de maintenance
-Contrairement aux orientations de la société en matière de production de l’électricité qui prévoient, notamment, l’utilisation des systèmes de gestion de la maintenance assistée par ordinateur, il est relevé que la majorité des unités de production (19) gèrent encore ces activités manuellement alors que le reste des unités n’exploitent pas ces systèmes d’une façon optimale. Quant aux opérations de maintenance des réseaux de transport et de distribution, elles ne sont pas gérées par un système d’information centralisé couvrant les différents aspects de gestion des opérations de maintenance et permettant la collecte des réclamations des différents intervenants sur le réseau.
-Contrairement aux orientations de la société en matière de maintenance du réseau de transport, le taux des travaux de maintenance préventive réalisés à temps a baissé de 73.8% en 2007 à 71.3% en 2009. En outre, le volume des travaux de maintenance curative sur les postes de transformation a enregistré une hausse touchant particulièrement les transformateurs, les autotransformateurs et les disjoncteurs.
-Certaines unités de distribution n’ont pas atteint les objectifs fixés en matière de maintenance, notamment, en ce qui concerne les visites d’inspection des lignes de moyenne et de basse tension et des transformateurs.
- L’unité de maintenance de Tunis n’a pas élaboré durant la période 2007-2010 un planning annuel de maintenance pour les équipements et les installations de moyenne tension.
5- Qualité de services
- Les sondages d’opinion faits par la STEG sur la qualité des services rendus à la clientèle souffrent de plusieurs insuffisances empêchant l’exploitation de leurs résultats d’une façon optimale.
- Il est relevé l’absence d’une base de données centralisée et exhaustive regroupant toutes les réclamations des clients de la STEG. La classification même de ces réclamations n’est pas standardisée et diffère d’un district à un autre, ce qui ne permet pas un suivi de ces indicateurs sur un niveau régional ou national.
- Le centre national des services à distance, créé en 2008 pour décongestionner les districts, souffre d’un manque d’informations et de moyens pour informer et orienter les clients d’une façon efficace.
- Le délai de raccordement moyen enregistré en 2009 a été de 20 jours contre 8 jours prévu au contrat programme. De plus, 66% des districts n’ont pas réussi à atteindre les objectifs fixés dans ce cadre.
-L’absence à la relève est un phénomène qui ne permet pas de maîtriser davantage les délais de recouvrement. En effet, le taux des compteurs n’ayant pas fait l’objet de relèves pendant plus d’une année a atteint 2% en 2009 contre 1.5% en 2007, étant signalé que ce taux a atteint 7% au district de Kairouan et 6% au district de Monastir. En outre, 3500 structures publiques ont enregistré jusqu’en juin 2010 une absence à la relève pour au moins deux cycles successifs.
- Le recouvrement des factures de la STEG par les moyens classiques restent prédominant puisqu’il accapare 94.22% des moyens de recouvrement utilisés par les abonnés en 2009, contre seulement 5.78% pour le recouvrement mensuel, la domiciliation bancaire et le paiement par internet. En effet, le nombre des inscrits au service de paiement selon le système de la mensualisation, entamé en 1993, n’a pas dépassé les 54523 clients et celui des inscrits au service de paiement selon la domiciliation bancaire a atteint 17870 seulement, ce qui nécessite davantage d’actions de promotion dans ce cadre.
6-- Maîtrise de la perte d’énergie dans le réseau de distribution
La perte d’énergie[3] comprend l’ensemble des pertes enregistrées pour des raisons techniques ou commerciales. Elle été de l’ordre de 11 % en 2009.
La Cour a porté son intérêt sur la perte commerciale d’énergie qui comprend l’ensemble des pertes enregistrées suite à des actes de fraudes ou de pannes des compteurs.
- Le nombre de cas de fraudes détectés a augmenté de 14 mille cas en 2007 à 16 mille cas en 2009 et a atteint une valeur totale de 32,5 MD au titre de la même période. Il est signalé que près de la moitié des districts ne disposent pas d’équipes devant veiller à la détection et à la lutte contre le phénomène de la fraude, et de programmes d’intervention établis sur la base des risques potentiels spécifiques, ce qui ne favorise pas l'exploitation rationnelle des moyens humains disponibles.
-Jusqu’à la fin du mois de juin 2010 la STEG n’a pas élaboré un plan d’actions visant à minimiser la perte sur son réseau de distribution.
7- Maîtrise du recouvrement
-Le taux général des créances[4] de la société n’a pas dépassée le niveau de 7,75% à la fin de 2009. Toutefois, 20 districts n’ont pas atteint les objectifs en la matière en raison principalement d’un manque d'agents de recouvrement.
-Les créances au stade du contentieux n’ont cessé de s’accroître d’une année à l’autre pour atteindre 19,4 MD à la fin de 2009. Il convient de signaler que la majeure partie de ces créances se rapporte à des locataires ayant procédé au changement de leurs lieux de résidence.
-Durant l’année 2009, la STEG a pu recouvrer 18 % des factures après l’établissement des ordres de coupure de l’électricité. La mise en place du système d’information par SMS est de nature à favoriser une communication souple et rapide avec les clients et à comprimer davantage les délais de recouvrement.
-Le phénomène d’absence à la relève contribue au prolongement des délais de recouvrement, ce qui devrait inciter la société à prévoir des nouvelles solutions telles que la relève en dehors des cycles conventionnels et pendant les week ends et la réinstallation des compteurs sur la facette des locaux.
[1] Tel que approuvé par la loi n°16 du 24 Mai 1962.
[2] En vertu de la loi n°27 -96du 1er avril 1996
[3] La quantité d’énergie facturée/la quantité envoyée à la distribution.
[4] Les factures distribuées et non remboursées par rapport au total des factures distribuées pendant 12 mois.