Acquisition, traitement et mise à disposition des données de mesure

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1 Schweizerischer Verein des Gas- und Wasserfaches Société Suisse de l Industrie du Gaz et des Eaux Società Svizzera dell Industria del Gas e delle Acque Swiss Gas and Water Industry Association SVGW SSIGE SSIGA SGWA G23 f Edition septembre 2013 réglementation Directive Acquisition, traitement et mise à disposition des données de mesure Copyright by SVGW, Zürich Impression : Zofinger Tagblatt Tirage septembre 2013 : 150 exemplaires Reproduction interdite En vente auprès de l administration de la SSIGE (support@ssige.ch) SSIGE, Grütlistrasse 44, Case postale 2110, 8027 Zurich Téléphone , Fax ,

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3 TABLE DES MATIÈRES Préface 5 1 But de la Directive 7 2 Champ d application 7 3 Définitions 7 4 Références / Prescriptions légales et normatives 10 5 Principes de base Equipements et données pour la facturation Compétence et responsabilité Exigences minimales pour la mise à disposition des données de mesure Propriété des données et mise à disposition Identification des acteurs du marché et des données des réseaux 13 6 Aperçu de la mise à disposition des données de mesure 13 7 Exigences posées aux équipements de mesure Exigences générales Exigences techniques minimales des équipements de mesure Choix du compteur de gaz Courbe de charge 14 8 Exigences en matière de facturation du gaz Principes Correcteur de volume Valeur comptable et de facturation 15 9 Exploitation de la station de mesure Généralités Désignation du point de mesure Base de temps pour l acquisition de la courbe de charge Gestion de la station de mesure Surveillance des équipements de mesure Acquisition des données de mesure Relevé 18 G23 f, Edition septembre /25

4 11 Traitement des données Etablissement des valeurs énergétiques et de la pointe de puissance Plausibilité des données de mesure Détermination de valeurs de substitution Désignation des valeurs de mesure Déroulement et calendrier Principe Plage de relevé et d acquisition et délai de transmission Corrections a posteriori 21 Annexes 22 Annexe A Indications normatives à l utilisateur du réseau 22 Annexe B Approche possible pour vérifier la plausibilité des données de mesure 22 Annexe C Détermination des valeurs de substitution 24 4/25 G23 f, Edition septembre 2013

5 PRÉFACE GÉNÉRALE AUX DIRECTIVES GAZ DE LA SSIGE Les Directives Gaz SSIGE décrivent de manière concrète et pragmatique les règles, recommandations et spécifications qui qualifient les produits, les activités et les résultats garantissant la sécurité, la fiabilité et la durabilité de la distribution et de l utilisation du gaz. En ce sens, elles matérialisent les exigences fondamentales à respecter dans l intérêt de la population, du client et de l exploitant, sous forme d objectifs de sécurité ou de mesures de prévention ciblant les risques liés à la construction, à l exploitation et à la maintenance des infrastructures gazières. Les Directives SSIGE se fondent sur les connaissances scientifiques, techniques et pratiques. Elles sont considérées par la majorité des professionnels et par les Autorités compétentes comme représentatives de l état actuel de l art et de la technique. Elles peuvent faire référence sur le plan légal. Le respect des Directives SSIGE implique que les exigences principales (objectifs de sécurité ou prévention des risques) soient respectées. Si un utilisateur opte pour d autres solutions, il lui incombe de démontrer de manière crédible que les exigences principales sont remplies. Préface à la Directive G23 de la SSIGE, Acquisition, traitement et mise à disposition des données de mesure, édition septembre 2013 Suite à un accord conclu entre l industrie suisse et l industrie gazière suisse (Accord entre associations, valable dès le 1 er octobre 2012), les tiers ont obtenu un accès aux réseaux de gaz naturel suisse à tous les échelons (suprarégional, régional et local). De ce fait, à l avenir, des volumes de gaz naturel qui ne seront pas commercialisés par l exploitant de réseau seront transportés par ce dernier. Les consommateurs finaux soutirent du gaz du réseau avec leurs propres installations. Dans ce contexte, les exigences quant aux installations et à la mise à disposition des données de mesure doivent être fixées pour la vérification et l établissement des décomptes et de la facturation. La Directive G23 répond aux questions telles que: quelles données sont à relever, quand et à quel niveau de précision les traiter? A qui appartiennent les données? Comment sont synchronisés les compteurs entre les soutirages et les points d injection? Quelles données sont à archiver et comment? Comment sont déterminées les données de substitution lorsque le compteur dysfonctionne? Sous quelle forme, quand et à qui sont livrées quelles données de mesure? La présente Directive G23 constitue le fondement d une mise à disposition sûre et performante des données de mesure ainsi qu un échange fiable et efficace des données de mesure dans un marché du gaz ouvert. Membres du groupe de travail Michele Broggini, Président, AIL, Lugano Christian Froelich, Erdgas Zürich, Zurich Robert Fasler, Swissgas, Zurich Steffen Weber, IWB, Bâle Macro Gabathuler, IBC, Coire Andrea Martena, Erdgas Zürich AG, Zurich Stefan Zaugg, ewb, Berne Représentants de la SSIGE Anton Kilchmann Matthias Hafner Roman Huber G23 f, Edition septembre /25

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7 1 But de la Directive La Directive décrit les exigences minimales pour les mesures destinées à la facturation ainsi qu à la mesure de puissance (ci-après les mesures) sur les réseaux suisses de gaz naturel dans le but d assurer l efficience et la qualité de la mise à disposition et de l échange des données de mesure. Elle définit en outre les dispositions pour la facturation de la fourniture de gaz naturel avec mesure de puissance au consommateur final conformément à la Directive G18. 2 Champ d application Les exigences pour les mesures et la mise à disposition des mesures s appliquent à tous les acteurs du marché suisse du gaz naturel. La Directive définit les droits et obligations de l utilisateur de réseau, de l exploitant de réseau et/ou de l entreprise gazière responsable de l exploitation du réseau de gaz naturel. Elle ne s applique pas dans les situations suivantes : l exploitation de réseaux de gaz naturel sur des réseaux de faible envergure des consommateurs finaux ; l étalonnage et la mise sur le marché de systèmes de mesure. Les missions relatives au post-traitement et à l exploitation ultérieure des données ne sont pas traitées dans ce document. 3 Définitions Les définitions se réfèrent au document suivant : Swissgas/ASIG : Conditions Générales d utilisation du Réseau (CGR) pour les réseaux suisses de gaz naturel Acteurs du marché Personnes morales ou physiques qui participent au marché. Consommateur final Personne physique ou morale qui soutire du gaz au point de livraison pour le consommer. Le consommateur final ou celui qui soutire au point de livraison peuvent être des personnes identiques ou pas, comme par exemple dans le cadre de locations. Correcteur de volume Le correcteur de volume convertit le volume de gaz mesuré en exploitation en volume normal (1,01325 bar abs., 0 C). [Source : CGR] G23 f, Edition septembre /25

8 Courbe de charge (valeur effective du compteur), profil de charge Une courbe de charge correspond à une suite de valeurs (respectivement index du compteur) acquises en continu (considérées au volume normal, puissance moyenne à chaque période de mesure), lesquelles sont enregistrées à la fin de chacune de ces périodes dans un système d acquisition des mesures. Ces dernières forment une valeur effective considérée à chaque période de mesure consécutive. Les périodes de mesure se succèdent sans interruption. En règle générale, la période de mesure est d une heure (1 h) et constitue les données de base pour établir la courbe de charge mesurée. Un profil de charge correspond à un modèle de consommation pour un même groupe de consommateurs finaux dans une zone de distribution. Les courbes de charge sont mesurées et les profils de charge sont définis. Débit effectif Etat du gaz dans des conditions de température et de pression données qui prévalent dans les conduites, en particulier à l instant de la mesure du volume, désigné par un indice «b». Energie Thermique (E a ) L énergie dans une quantité déterminée de gaz et qui lors de la combustion dégage de la chaleur, y compris la chaleur dégagée par la condensation. Unité : kilowattheure (kwh). Etat normal, volume normal Volume occupé par une quantité définie de gaz naturel à l état normal, c est-à-dire sous une pression de 1,01325 bar (abs.) et une température de 273,15 K (0 C). Le volume normal est indiqué en normaux mètres cubes (Nm 3 ). Exploitant de réseau Entreprise de droit privé ou public qui exploite un réseau de gaz. L exploitant de réseaux de gaz naturel entretient des relations commerciales d une part avec l acheteur de gaz et d autre part avec le fournisseur de gaz. Le fournisseur de gaz peut être un organisme tiers ou un distributeur de gaz qui est lié à l exploitant du réseau (exploitant du réseau en tant que filiale ou unité d affaire du distributeur de gaz). Facteur de conversion (z) Rapport du volume effectif d un gaz et du volume normal. Permet de caractériser l état d un gaz à une température et une pression données. Fournisseur L entreprise qui livre le gaz naturel au consommateur final. HAEC Heure d été d Europe centrale ou heure avancée d Europe centrale, correspond à l heure UTC + 2 heures. HEC Heure d Europe centrale, correspond à l heure UTC + 1 heure. Jour gazier Période débutant à 6:00 d un jour calendaire (j) jusqu à 6:00 le jour calendaire suivant (j+1) [Source : CGR]. 6:00 est l heure de référence. Mesure de la courbe de charge Les mesures de la quantité d énergie horaire qui est soutirée au point de livraison. [Source : CGR] 8/25 G23 f, Edition septembre 2013

9 Période comptable Période pour laquelle la consommation de gaz est calculée et le décompte effectué. En principe, il s agit d un décompte sur un mois gazier basé sur des jours gaziers. Point de livraison L endroit sur une installation qui sépare les équipements de l utilisateur du réseau de l exploitant de réseau. Pouvoir calorifique La quantité de chaleur par la combustion totale dégagée par un 1 m 3 de gaz naturel (hors vaporisation) considérée au volume normal, lorsque lors de la combustion, l eau est à l état liquide et lorsque la température du carburant avant la combustion et la température des produits résultant de la combustion ont les mêmes valeurs. L unité pour le pouvoir calorifique est indiqué en kwh/nm 3. [Source : CGR] Pouvoir calorifique du gaz injecté (H s ) La valeur moyenne du pouvoir calorifique obtenue pour une période comptable pour chaque point d injection, qui est injectée dans le réseau de gaz, par exemple dans un réseau de distribution d un distributeur de gaz. Pouvoir calorifique pour les décomptes (H a ) Pour la période comptable et les décomptes, un pouvoir calorifique moyen au volume normal s applique. En principe, il s agit du pouvoir calorifique mensuel (pouvoir calorifique pour les décomptes du mois comptable), se basant sur des valeurs moyennes journalières. Puissance thermique (P a ) Energie thermique cumulée sur une période définie de temps, comme par exemple des heures ou des jours. Quantité de perturbation Quantité totalisée par un compteur de défauts lorsque le compteur pour l acquisition de la valeur comptable n est plus à même d effectuer la correction de volume en cas de défaut ou de panne avérées. L arrêt de la capacité ainsi que la cause de la perturbation doivent être recensés, par exemple dans un logbook, en inscrivant l heure de la détection et la cause de la panne, s il s agit d une panne. La quantité de perturbation peut être utilisée pour définir la valeur de substitution lors de l établissement du décompte du gaz. Réseau de faible envergure Le réseau de distribution couvre une ou plusieurs parcelles privées pour lesquelles l infrastructure est propriété de l exploitant du réseau de faible envergure et exploitée par lui-même ou par un tiers en son nom. Rétribution pour l utilisation du réseau L utilisateur du réseau rétribue l exploitant de réseau concerné pour chaque accès au réseau de gaz, pour la mise à disposition de la capacité de transport souscrite ainsi que pour les services et les systèmes standards. Services système Actions et mesures des exploitants régionaux ou locaux qui sont nécessaires à l acheminement du gaz. Celles-ci sont comprises dans la rétribution pour l utilisation du réseau. Station de mesure, équipement de mesure L ensemble des dispositifs de mesure pour l acquisition des flux de gaz ou d énergie qui sont connectés à un point de mesure, y compris la transmission des données collectées. UTC Temps universel coordonné (informel : Universel Temps Coordonné). G23 f, Edition septembre /25

10 Utilisateur de réseau Personne physique ou morale qui a conclu un contrat, au point de livraison, d utilisation du réseau avec l exploitant du réseau concernant le transport de gaz naturel sur le réseau suisse de gaz naturel. [Source : CGR] Valeur de substitution Valeur permettant de compenser ou de remplacer une valeur mesurée fausse ou manquante ou une valeur comptable qui n est pas significative, ou tout au plus une valeur provisoire. Volume comptable, volume normal (V n ) Dans la période comptable, la fourniture d un volume effectif est convertie en volume normal. Volume effectif (V b ) Volume effectif mesuré. 4 Références / Prescriptions légales et normatives Conditions Générales du Réseau (CGR) Ordonnance sur les instruments de mesure (OIMes1) Ordonnance du DFJP sur les instruments de mesure de quantités de gaz Nemo (Standard de branche pour l utilisation du réseau Netznutzungsmodell) SSIGE G1 (Directive pour les installations de gaz naturel dans les immeubles) SSIGE G7 (Directive pour les installations de détente de gaz) SSIGE G17 (Directive relative à l identification des points de mesure dans le réseau de gaz) SSIGE G19 (Directive pour le comptage et la facturation du gaz naturel) SSIGE G22 (Directive ; Code OBIS pour la transmission des données de facturation du gaz, de l eau et de la chaleur à distance) Convention de branche pour l accès au réseau de gaz naturel, source : ISO Natural Gas Calculation of Compression Factor 5 Principes de base 5.1 Equipements et données pour la facturation Les équipements qui servent à la facturation doivent répondre aux exigences légales. Les exigences à respecter sont par exemple l ordonnance du DFJP pour les compteurs de gaz ainsi que les exigences du Nemo (Netznutzungsmodell) et la documentation de mise en application telles que les «Conditions Générales du Réseau, CGR» ainsi que le Contrat d Utilisation du Réseau (CUR) qui s appliquent entre l exploitant du réseau de gaz naturel et les utilisateurs de réseau. 10/25 G23 f, Edition septembre 2013

11 Ces équipements de mesure doivent être installés partout où les données saisies et mises à disposition servent directement à la facturation de prestations fournies à des tiers dans le cadre d un contrat. Ceci s applique à la facturation du commerce de l énergie, de l utilisation du réseau ainsi que pour le décompte des certificats, par exemple pour le biogaz. Les mesures aux points de livraison ou de prélèvement sur le réseau sont nécessaires (point de livraison) ainsi qu aux points d échanges entre les réseaux (points d échange). La facturation doit être compréhensible et traçable pour les participants au marché. 5.2 Compétence et responsabilité L exploitant de réseau qui exploite l équipement de mesure, détermine le point de mesure, la désignation du point et l équipement nécessaire conformément à la Directive G17. L exploitant de réseau, respectivement son prestataire de service, est responsable de la mise à disposition des données de mesure, ce qui signifie que sa responsabilité s étend de l exploitation de la station de mesure au traitement des données de mesure jusqu à leur transmission. Généralement, en exploitation normale, la responsabilité de la station d échange (point d échange) entre deux exploitants de réseaux incombe à celui qui a le niveau le plus élevé, respectivement celui qui exploite le réseau amont. Si d autres arrangements existent déjà par ailleurs, ceux-ci peuvent être conservés. La responsabilité doit être définie bilatéralement au point d échange entre deux réseaux bidirectionnels avec les mêmes niveaux de pression. 5.3 Exigences minimales pour la mise à disposition des données de mesure A chaque point d échange entre exploitants de réseaux, tous les soutirages, selon le document «Convention pour l accès au réseau de gaz naturel» de l Association Suisse de l Industrie du Gaz (ASIG), doivent être mesurés au moyen d un dispositif de mesure avec courbe de charge et télérelevé. ll en est de même pour tous les points d injections de producteur. La mise à disposition des données doit comprendre au minimum les informations décrites dans le tableau 1. Les acteurs du marché autorisés ont le droit de disposer des données de mesure dans les délais impartis en accord avec les services convenus pour l utilisation du réseau et la livraison d énergie. Ceci s applique pour la mise à disposition des données de mesure périodique et non périodique en relation avec les modifications de processus. Les données de mesure ne doivent pas être mises à disposition en temps réel. Toutefois, si l utilisateur demande une mise à disposition des données en temps réel, cela représente une prestation de service complémentaire de l exploitant de réseau. La totalité des coûts est à la charge du demandeur. G23 f, Edition septembre /25

12 5.4 Propriété des données et mise à disposition L utilisateur de réseau est propriétaire des données de mesure. L exploitant de réseau a la responsabilité de la mise à disposition des données de mesure. Il met les données à disposition de l utilisateur de réseau, du producteur/fournisseur ou respectivement des exploitants avals. Pour déterminer des valeurs de substitution, les données doivent être mises à disposition des exploitants de réseau respectifs. L exploitant de réseau est obligé de transmettre les données de mesure agrégées aux acteurs autorisés du marché à des fins de décompte du groupe bilan, de l utilisation du réseau et des services systèmes. Dans le respect de la loi sur la protection des données, il peut les exploiter pour ses propres besoins de planification du réseau. L échange des données est régi selon le point 14 des Conditions Générales du Réseau, CGR pour les réseaux suisses de gaz naturel, version 1.0. Catégorie des stations de mesure Consommateurs finaux et unités de production qui n ont pas d accès libre au réseau ou qu ils n exploitent pas Consommateurs finaux et unités de production qui exploitent leur droit d accès au réseau ainsi que les points d échange entre les différents réseaux Unité Type de mesure, périodicité de relevé Bm 3 kw a kwh ou Nm 3 Eventuellement 1-h la pointe de puissance a Relevé : b mensuel, trimestriel, semestriel, annuel Mesure de la courbe de charge horaire (1 h) (énergie non tarifée) Moment de la livraison Données non plausibles à des fins d information Pas de mise à disposition Données plausibles à des fins de facturation Mensuel, trimestriel, semestriel, annuel b Remarques Le choix : du type de mesure de la périodicité des relevés de la mise à disposition des données est de la compétence de l exploitant de réseau. Le jour ouvré suivant c Mensuel Le relevé des mesures des courbes de charge doit être effectué quotidiennement. Tab. 1 Exigences minimales pour la mise à disposition des données a L exploitant de réseau définit pour quelle utilisation de réseau la puissance maximale horaire doit être acquise. b Les périodicités de relevés sont déterminées par l exploitant de réseau. c Périodes horaires / calendaires selon tableau 4 12/25 G23 f, Edition septembre 2013

13 Processus d affaire Exploitation de la station de mesure Acquisition des données Préparation des données Relation contractuelle Traitement des données Mise à disposition des données Mission Données Attribution et gestion de la définition des points de mesure Gestion de la station de mesure Choix des appareils de mesure et périodicité de lecture Etalonnage Installation Maintenance Désignation du point de mesure Catégorisation de la station de mesure Spécification de la station de mesure Relevé des données Extraction des données Enregistrement et archivage des données brutes Données brutes Etat du de l index du compteur Données de la courbe de charge avec 1-h Volume (Bm 3 ) Horodatage Elaboration des valeurs énergétiques et des puissances maximales Plausibilité des données de mesure Identification des valeurs de substitution Archivage des données de mesure Energie (kwh) 1-h Puissance maximale (kw) Courbe de charge avec 1-h Valeurs d Energies (kwh) Collecter les données contractuelles des acteurs du marché Suivre les changements de processus Agrégation des données (attribuer les données des points de mesure) Mise à disposition des données au format standard Gérer les droits d accès Archiver les données traitées Désigner le point de mesure Horodater Energie (kwh) Courbe de charge avec 1-h Energies (kwh) Relations contractuelles Directive SSIGE G22 Notice technique G10008 Responsabilité L exploitant de réseau a la responsabilité de la station de mesure Tab. 2 Etapes du processus de mise à disposition des données de mesure Tab.2 Etapes du processus de mise à disposition des données de mesure 5.5 Identification des acteurs du marché et des données des réseaux Tous les échanges de données des acteurs concernés et des réseaux sont désignés par un identificateur unique. Les codes groupe bilan sont utilisés dans ce but. En Suisse, ces codes sont attribués par les responsables des zones de bilan (Swissgas, etc.). Le numéro de l exploitant de réseau est attribué par la SSIGE. C est un identificateur qui assure l unicité de la désignation du point de mesure. 6 Aperçu de la mise à disposition des données de mesure L exploitant de réseau met à disposition les données de mesure pour les acteurs du marché. Les tâches, les données et les responsabilités de l exploitation de la station de mesure jusqu à la transmission des données sont définies dans le tableau 2 «Etapes du processus de mise à disposition des données de mesure». En tant que résultat du traitement des données d une station de mesure, les données énergétiques doivent être traçables et contenir les informations suivantes : affiliation du réseau affiliation du point de mesure périodicité de l acquisition périodicité de la mesure sens de l énergie unité de mesure G23 f, Edition septembre /25

14 Pour les profils de charge agrégés (somme de plusieurs stations de mesure), les informations doivent être définies entre les acteurs du marché concernés. Les données énergétiques doivent comprendre en outre : un utilisateur de réseau ; un producteur ; un fournisseur ; respectivement être attribuées à un groupe bilan. 7 Exigences posées aux équipements de mesure 7.1 Exigences générales Les exigences minimales quant au type de mesure, périmètre des informations nécessaires et moment de la transmission sont définies dans le tableau 1. Pour la mesure de l énergie et de la puissance, les équipements de mesure nécessaires sont exploités sous la responsabilité de l exploitant de réseau. Le consommateur final doit assumer à sa charge le raccordement gaz et électrique de l équipement de mesure, ainsi que l appareillage annexe, en respectant les spécifications de l exploitant de réseau. Il peut exécuter l installation lui-même ou la faire exécuter à sa charge. Les exigences minimales pour les mesures des courbes de charge comprennent un port de communication permettant le télé-relevé. Le consommateur final doit mettre gratuitement à disposition de l exploitant de réseau l espace nécessaire pour l installation et l exploitation de l équipement de mesure. D éventuels installations, montages et équipements complémentaires, y compris une station de réduction du niveau de pression, nécessaires à la protection de l équipement de mesure sont à la charge du consommateur final et doivent être conformes aux spécifications de l exploitant de réseau. 7.2 Exigences techniques minimales des équipements de mesure La planification, le dimensionnement, le montage et l exploitation des équipements de mesure doivent être exécutés conformément aux Directives G1 et G17 ainsi qu aux spécifications des constructeurs. 7.3 Choix du compteur de gaz Pour les stations de mesures sans mesure de puissance, le choix du compteur doit satisfaire aux exigences de la Directive G Courbe de charge Lorsque l enregistrement de l évolution de la charge est requis chez un consommateur final, la station de mesure doit être équipée d une mesure de la courbe de charge. De plus les valeurs mesurées seront enregistrées chaque heure sur site, dans la station de mesure, dans un dispositif de stockage et télé-relevées périodiquement par un système central. 14/25 G23 f, Edition septembre 2013

15 8 Exigences en matière de facturation du gaz 8.1 Principes La facturation est basée sur la courbe de charge de l énergie thermique par jour gazier et se fonde sur l énergie thermique fournie E a à l acheteur de gaz, respectivement soutirée par ce dernier. L énergie thermique E a est le produit des deux valeurs de facturation, soit le pouvoir calorifique supérieur comptable et le volume normal (standard) en Nm 3 V n : E a = H a V n. 8.2 Correcteur de volume L exploitant de réseau, respectivement le distributeur de gaz, qui alimentent des consommateurs industriels ou artisanaux avec des contrats pour des quantités supérieures à 200 Nm 3 /h, doivent établir les valeurs de facturation, au moyen d un correcteur de débit (convertisseur de volume), au plus tard 4 ans après l entrée en vigueur de cette Directive. Le correcteur de volume doit compenser la pression et la température du gaz (p-t dispositif compensé de correction de volume). Pour les clients industriels et artisanaux qui utilisent des capacités de transport et de livraison inférieures à 200 Nm 3 /h, l utilisation d un correcteur de volume avec dispositif de compensation de la pression et de la température est recommandée. 8.3 Valeur comptable et de facturation Mesure et établissement du pouvoir calorifique Une valeur moyenne sur une période de mesure déterminée du pouvoir calorifique doit être établie selon les procédés techniques reconnus à l aide d appareils de mesure appropriés sur des échantillons représentatifs (pouvoir calorifique mesuré). Le cas échéant, la valeur moyenne du pouvoir calorifique mesuré peut être établie sur des périodes de mesure successives (pouvoir calorifique moyen H s ). Les valeurs du pouvoir calorifique déterminées et définies par les fournisseurs peuvent être reprises par les acteurs du marché (pouvoir calorifique injecté). Les valeurs mesurées et le pouvoir calorifique doivent être conservés pour une durée de 5 ans au minimum Détermination du pouvoir calorifique comptable Le pouvoir calorifique comptable est déterminé par le pouvoir calorifique moyen mesuré (pouvoir calorifique moyen H s ) ou le pouvoir calorifique injecté du point d injection amont qui a établi une valeur moyenne sur une période comptable définie. Pour la facturation, il faut établir et utiliser au minimum les valeurs moyennes mensuelles (valeur moyenne du dernier mois ou du mois précédent) ou la valeur moyenne journalière. L unité de pouvoir calorifique comptable H a est en kwh/m 3. G23 f, Edition septembre /25

16 8.3.3 Détermination du volume normal, acquisition du volume effectif Il y a lieu d utiliser un convertisseur de volume calibré duquel on reprendra de préférence le volume normal V n. Le convertisseur de volume doit satisfaire aux processus reconnus comme le S-CERG-88 ou l AGA-8. Il doit prendre en compte le facteur de conversion Z, respectivement la compressibilité K (facteur K). Lors de la détermination calculée du volume normal V n à partir de la mesure du volume effectif mesuré V b, la mesure doit s effectuer à partir de processus reconnus (selon les règles techniques) et à l aide d appareils appropriés et calibrés. Le processus de conversion ultérieure de la compensation de la pression et de la température, par exemple dans le cadre de la définition et la prise en compte du facteur de conversion Z et avec le télé-relevé d un compteur, doit être réalisé selon un procédé validé. 9 Exploitation de la station de mesure 9.1 Généralités L exploitant de réseau est responsable du bon fonctionnement de la station de mesure. Le représentant de l exploitant de réseau est responsable du relevé ainsi que des contrôles, du changement du sens de la mesure et de la maintenance durant le temps de travail. En cas de dérangement, il doit pouvoir avoir accès en tout temps à la station de mesure. 9.2 Désignation du point de mesure Pour la désignation des points de mesure, les Directives G17 (Désignation du point de mesure) et G22 (les codes OBIS pour la transmission des valeurs de mesure pour la facturation du gaz, de l eau et de la chaleur) s appliquent. 9.3 Base de temps pour l acquisition de la courbe de charge Base de temps La base de temps pour toutes les mesures des profils de charge est HEC (heure d Europe centrale), respectivement HAEC (heure d été d Europe centrale), basée sur UTC (temps universel coordonné). La plus courte période de mesure, et de ce fait la plus courte période comptable, est d une heure. Les périodes comptables doivent être un multiple de l heure Synchronisme Le synchronisme de toutes les courbes de charge doit être assuré. La synchronisation est réalisée de préférence par l horloge interne de l équipement de mesure, respectivement du dispositif de télé-relevé des compteurs. La période de mesure débute de façon synchronisée à chaque station de mesure à chaque heure pleine. La base de temps est la HEC c est-à-dire UTC plus une heure, respectivement deux heures durant la période d heure d été. 9.4 Gestion de la station de mesure L exploitant de réseau doit gérer les stations de mesure de son réseau et les documenter sans lacune. 16/25 G23 f, Edition septembre 2013

17 9.5 Surveillance des équipements de mesure Dispositions légales L exploitant de réseau est responsable des équipements de mesure qu il gère et exploite afin de satisfaire aux exigences de la Loi fédérale sur la métrologie ainsi que satisfaire aux obligations en matière d autorisations d exploitation et d étalonnage Modifications aux équipements de mesure En cas de dommages, d altérations des équipements de mesure par la faute ou la négligence du consommateur final ou d un tiers, les coûts de réparation ou d échange sont à la charge du consommateur final. Les équipements de mesure peuvent être plombés, déplombés, démontés ou déplacés uniquement par l exploitant de réseau ou des tiers mandatés par ses soins. Seuls ces derniers sont habilités à établir ou interrompre l alimentation de gaz d une installation et installer ou démonter les équipements de mesure nécessaires. Est punissable tout intervenant non autorisé qui endommage ou retire le plombage de l équipement de mesure ou celui qui procède à des manipulations qui influencent la précision des appareils de mesure. Il est également responsable des dommages et assume les coûts des réparations nécessaires, des travaux et des vérifications nécessaires Irrégularités et erreurs de mesure Lors d une observation erronée ou d une erreur d un équipement de mesure hors de la tolérance légale admise (erreur maximale tolérée en service), dans ce cas le soutirage de gaz sera déterminé autant que possible sur la base de la vérification après réétalonnage. Le consommateur final est tenu de fournir toutes les données nécessaires pour déterminer la valeur de remplacement. Si le réétalonnage ne permet pas d établir la valeur de la correction à apporter, la consommation réelle sera évaluée par le distributeur qui prendra raisonnablement en compte les indications du consommateur final. Il faut partir du principe que pour les installations existantes, on considère les consommations des 5 dernières années au maximum émanant de la puissance raccordée et des conditions d exploitation. Cette consommation tient compte des changements qui se sont produits dans le laps de temps. Si le degré et la durée de l erreur de l équipement de mesure peuvent être déterminés de manière irrécusable, les décomptes pour la période doivent être rectifiés pour une durée maximale de 5 ans. Si la durée de l erreur ne peut être définie, il ne sera tenu compte que de la période de relevée contestée. Les partenaires contractuels s informent mutuellement sans retard des dysfonctionnements de l équipement de mesure Remplacement de l équipement de mesure Le remplacement de l équipement ou de ses composants est de la responsabilité de l exploitant de réseau. Le consommateur final, le cas échéant d autres participants doivent être informés d une manière appropriée Contrôle des équipements de mesure Celui qui doute de l exactitude des mesures peut exiger une expertise éventuellement par un laboratoire d expertise. En cas de litige, le résultat de l Institut fédéral de métrologie (METAS) est déterminant. Les coûts de l expertise sont supportés par l exploitant de réseau si le résultat de la mesure expertisée est hors tolérance, dans le cas contraire les coûts sont à la charge du requérant. G23 f, Edition septembre /25

18 10 Acquisition des données de mesure 10.1 Relevé Les données de mesure doivent être mises à disposition selon la forme appropriée définie dans le tableau 1. L exploitant de réseau est responsable d une acquisition régulière des données de mesure ; de cette manière leur mise à disposition peut satisfaire aux exigences minimales selon le tableau 1. La façon ainsi que les procédés d acquisition de la lecture des données sont de la responsabilité de l exploitant de réseau. 11 Traitement des données 11.1 Etablissement des valeurs énergétiques et de la pointe de puissance Les données brutes des stations de mesure sont caractérisées par leur identification, leur périodicité d acquisition et leur information de statut conformément au tableau 4. Pour les stations de mesure avec mesure de puissance, l exploitant de réseau établit les valeurs énergétiques et la pointe de puissance sur 1 heure. Pour les profils de charge, les valeurs énergétiques sont générées sur une base horaire. Les données de mesure sont transmises en kwh et en kw. Les valeurs qui sont constituées à partir de plusieurs valeurs mesurées seront arrondies après leur établissement, soit par exemple valeur journalière après addition des 24 valeurs horaires Plausibilité des données de mesure L exploitant de réseau démontre la qualité des valeurs mesurées par l évidence de la plausibilité des données. L exploitant de réseau peut choisir les méthodes pour démontrer l exactitude et l intégrité des données de mesure. L annexe B présente une procédure applicable pour démontrer la plausibilité des données de mesure. Pour les données de mesure transmises quotidiennement, l expression «non validée» s applique aux données lues automatiquement et transmises sans traitement supplémentaire. Ces données de mesure sont désignées dans le tableau 4 avec la qualité de valeurs provisoires. L exploitant de réseau ne peut pas être poursuivi pour les coûts engendrés, comme par exemple une erreur de pronostic basée sur de mauvaises valeurs provisoires. Les courbes de charge non plausibles peuvent également contenir des valeurs nulles, par exemple si les compteurs ne contiennent pas de valeur. Des valeurs manquantes peuvent être remplacées par des valeurs nulles Détermination de valeurs de substitution Généralités La détermination de valeurs de substitution pour des valeurs erronées ou manquantes est exécutée par l exploitant de réseau au terme du processus de plausibilisation des données de mesure. L exploitant de réseau met à disposition des valeurs de remplacement plausibles et désignées comme telles. Lorsqu un dispositif de contrôle de l équipement de mesure est disponible, il doit générer les mesures destinées à la facturation qui seront caractérisées comme valeurs de substitution en première priorité durant les périodes de pannes de l équipement de mesure. Si aucun dispositif de contrôle n est présent, les valeurs de substitution doivent être déterminées. 18/25 G23 f, Edition septembre 2013

19 Détermination des valeurs de substitution des valeurs de mesure Pour les valeurs de mesure erronées ou manquant issues de la valeur effective d un compteur, comme par exemple les valeurs énergétiques ou la puissance de pointe, les valeurs de substitution seront déterminées sur la base des valeurs historiques. Pour déterminer des valeurs de substitution, les possibilités suivantes existent : La consommation, pour la période à partir de la dernière valeur sans erreur de la valeur relevée, est déterminée par une valeur moyenne provenant des valeurs des périodes antérieures et postérieures au défaut de la valeur de relevé. La consommation, pour la période à partir du dernier relevé sans erreur de la valeur relevée, est déterminée sur la base d estimations tirées des années précédentes. Les ratios effectifs doivent être considérés lors de la détermination des valeurs de substitution Détermination des valeurs de substitution pour les courbes de charge Lorsqu il y a des manques dans les données de courbes de charge, qui sont inférieures ou égales à 8 heures, la méthode d interpolation selon l annexe C est à utiliser. Il doit être considéré qu il ne s agit pas de déterminer une valeur record. Pour les manques sur des durées supérieures à 8 h, une méthode de comparaison des ventes est applicable selon l annexe C. Avant de substituer les manques par interpolation, il y a lieu de vérifier si pendant ce temps du gaz a été soutiré Désignation des valeurs de mesure L exploitant de réseau désigne pour le télé-relevé chaque valeur de façon univoque selon le tableau 4 (conformément à la Directive G22 de la SSIGE). Pour les sommes et les différences de sommes, le statut de la valeur dans la chaîne d information doit être maintenu tout au long de la chaîne d information. Statut (recommandation) Signification Appellation (allemand) Priorité (5 = la plus haute) «W» (ou manque de statut) Valeur réelle Wahrer Wert 5 «E» Valeur de substitution Ersatzwert 4 «V» Valeur provisoire Vorläufiger Wert 3 «G» Valeur perturbée Gestörter Wert 2 «F» Valeur manquante Fehlender Wert 1 Tab. 3 Statuts des valeurs de mesure Détermination d une somme : lorsque les opérandes individuels d une somme sont disponibles, seules les informations avec le statut ayant la priorité la plus basse doivent être mises à disposition. Les données pertinentes pour les statistiques de facturation proviennent des valeurs réelles ou des valeurs de substitution fiables. G23 f, Edition septembre /25

20 12 Déroulement et calendrier 12.1 Principe Les différents temps (T) pour effectuer la transmission des données de mesure destinées à la facturation, et pour l information, sont établis sur la base des exigences minimales de mise à disposition des données selon le tableau 1 et en concordance avec les jalons de la figure 1. On différencie : les données de mesure pour la facturation dont la plausibilité a été validée les données de mesure destinées à l information dont la plausibilité n a pas été validée Fig. 1 Schéma de principe temporel du processus de mise à disposition des données (Source : Metering Code Suisse 2009) Indication : T correspond à temps Sur une période de lecture, les valeurs horaires ou les valeurs effectives du compteur sont enregistrées à la fin de la période de relevé. T 0 = Début de la période de relevé T 1 = Fin de la période de relevé T 1 correspond à la date définie de relevé. Lorsqu il n y a pas d autres indications contractuels, T 1 est valable pour la date de relevé, soit le premier jour du mois suivant 6 h 00 du matin pour une périodicité journalière de relevé, c est-à-dire pour les courbes de charge T 2 = Transmission des données de mesure sans vérification de la plausibilité. Seulement pour les courbes de charge. T 3 = Les données dont la plausibilité a été validée sont transmises aux acteurs du marché. T 4 = Les données de mesure sont effacées des archives et par conséquent plus disponibles. 20/25 G23 f, Edition septembre 2013

21 12.2 Plage de relevé et d acquisition et délai de transmission Lorsqu il n y a pas de modalités contractuelles (sous réserve du respect des exigences minimales selon le tableau 1), les périodicités de relevé et d acquisition ainsi que les délais de transmission suivants s appliquent. Les périodicités et les processus de relevé et d acquisition sont déterminés par l exploitant de réseau. Les relevés extraordinaires lors d un changement de fournisseur ou de consommateur final doivent s effectuer par un relevé le plus proche du jour déterminé, c est-à-dire quelques jours avant l échéance. De cette façon, une répartition calculée du soutirage dans la période de relevé et d acquisition peut être convenue entre les partenaires contractuels. Ceci concerne principalement les consommateurs finaux sans courbe de charge mesurée. Lorsqu un système de télé-relevé est en fonction, le relevé a lieu le jour déterminé, c est-à-dire le jour de l échéance. Fonction Echange du point de mesure (non validées) Information / Pronostic (non validées) Décompte de l énergie et de l utilisation du réseau (validées) Facturation, imputation des coûts, répartition des coûts, décompte du groupe bilan (validées) Date limite pour la transmission Jusqu à 11:00 le jour du relevé Jusqu à 12:00 le jour du relevé Jusqu au 5 e jour ouvré de chaque mois pour le mois précédent Jusqu au 10 e jour ouvré de chaque mois pour le mois précédent Tab. 4 Délai correspondant à la fonction pour la transmission des données 12.3 Corrections a posteriori Durant les 6 mois suivant la transmission, en accord avec les délais mentionnés précédemment, les données énergétiques envoyées par les acteurs du marché dont la plausibilité a été validée peuvent être modifiées sans explication moyennant une information préalable au destinataire. Passé ce délai de 6 mois, les coûts occasionnés par des corrections sont à la charge du responsable. G23 f, Edition septembre /25

22 Annexes Annexe A Indications normatives à l utilisateur du réseau Selon la Directive G19, la facturation du gaz à l utilisateur du réseau doit comprendre : Energie thermique E a (kwh) fournie et facturée La période de facturation ou de décompte (période associée) Désignation des valeurs de substitution Volume normal V n (Nm 3 ) livré et facturé Le pouvoir calorifique H a (kwh/nm 3 ) et la période de temps correspondante, respectivement l évolution temporelle Facteur de conversion Z, le cas échéant la compressibilité K Annexe B Approche possible pour vérifier la plausibilité des données de mesure B1 Objectif de vérification de la plausibilité L objectif de vérification de la plausibilité des données de mesure est de détecter rapidement après l acquisition des valeurs manquantes ou fausses. Les données de mesure fausses ou manquantes doivent être désignées au moyen de l information sur le statut. La vérification sur la plausibilité peut être effectuée selon les processus suivants. B2 Vérification de la plausibilité des valeurs des compteurs et de la puissance de pointe Lors du relevé ou de l acquisition des compteurs et des puissances de pointe, la vérification de la plausibilité des données de mesure doit être effectuée, particulièrement que toutes les stations de mesure soient lues, qu elles aient transmis les données de mesure ainsi que la puissance de pointe avec exactitude, en particulier que la consommation effective actuelle soit comparable avec les relevés de périodes similaires. B3 Vérification de la plausibilité des courbes de charge B3.1 Vérification du nombre de périodes enregistrées par jour Avant toute vérification supplémentaire, il y a lieu de définir le nombre de valeurs mesurées par jour. Par jour, il doit y avoir 24 périodes de mesure, ce qui signifie l énergie (1-h) horaire. Les exceptions sont les changements hiver été, avec 23 périodes et 25 périodes au changement été hiver. En exploitation normale, s il y a plus de 24 valeurs, la courbe de charge est à réduire à 24 valeurs. A cela, il faut ajouter chacune des valeurs de mesure contigües qui ont des périodes d enregistrement plus courtes, comme par exemple lors de la mise à l heure. Dans ce cas, elles doivent être additionnées et désignées comme valeur de substitution. Il faut alors considérer qu aucune nouvelle valeur maximale n est générée. Dans tous les autres cas où apparaissent moins de 24 heures, des valeurs de substitution correspondantes doivent être établies. B3.2 Vérification des valeurs manquantes La vérification d une série chronologique d enregistrements doit être effectuée, c est-à-dire qu une valeur horaire doit être enregistrée. En cas de coupure manifeste de l approvisionnement, les valeurs manquantes durant ces périodes devront être remplacées par une valeur de substitution nulle. 22/25 G23 f, Edition septembre 2013

23 B3.3 Vérification de l information de statut des valeurs de mesure L information de statut d une valeur de mesure renseigne sur la qualité de la valeur et indique de cette façon la fiabilité de la valeur. Lorsque les stations de mesure disposent de l information de statut, ces dernières doivent être exploitées. B3.4 Procédés complémentaires Les procédés complémentaires pour vérifier la plausibilité des données de mesure sont les suivants : Vérification de la valeur nulle Contrôle de la valeur effective pour la courbe de charge Valeur mesurée effective Historique des valeurs Vérification de données complémentaires, comme vérification de l horloge de l appareil ou vérification de la remise à zéro (Reset) B3.5 Vérification du contrôle de la mesure Lorsque la station de mesure est équipée d un compteur principal et d un compteur de contrôle, la comparaison entre les valeurs des deux compteurs permet de détecter une erreur avec une grande probabilité. La valeur du compteur de contrôle peut être utilisée pour déterminer la valeur de substitution. G23 f, Edition septembre /25

24 Annexe C Détermination des valeurs de substitution C1 Procédé d interpolation pour déterminer les valeurs de substitution de la courbe de charge Les valeurs de relevé manquantes sur une période inférieure ou égale à 8 heures doivent être substituées par interpolation. La valeur manquante est substituée par interpolation linéaire basée sur les valeurs précédente et suivantes. Avant de procéder à une substitution, il y a lieu de vérifier si un soutirage a eu lieu durant cette période. Pour effectuer l interpolation, seules des valeurs validées plausibles peuvent être utilisées (sans statut d erreur), ce qui signifie que seules des valeurs validées peuvent être utilisées pour l interpolation. Un exemple d interpolation est représenté dans le tableau 5 et la figure 2. Valeur réelle [kwh] 7,4 7,9 8,2 7,8 5,4 5,2 5,0 4,8 5,3 5,7 5,8 6,0 Valeur de substitution [kwh] 7,3 6,8 6,4 5,9 Formule aucune aucune Tab. 5 Interpolation en cas de courtes périodes de données manquantes dans la courbe de charge (Source : Metering Code Suisse 2009) Valeurs d énergie par 1-h en kwh Valeur réelle [kwh] Valeur de substitution [kwh] Heures Fig. 2 Représentation graphique d une interpolation (Source : Metering Code Suisse 2009) 24/25 G23 f, Edition septembre 2013

25 C2 Détermination par une méthode de comparaison de la valeur de substitution pour les courbes de charge Lorsque les valeurs sont manquantes sur plus de 8 heures, elles peuvent être substituées par la méthode de comparaison. Avant de substituer les valeurs manquantes, il faut vérifier si il y a eu soutirage. La méthode de comparaison comprend les étapes de la détermination de la valeur, substitution de la charge effective et mise à l échelle. C2.1 Détermination de la valeur Lors de la mise en œuvre de la méthode de comparaison, il y a lieu d examiner dans quelle mesure des valeurs connues de la station de mesure perturbée sont disponibles et combien de temps il faut remonter pour les trouver. Ainsi lors d une perturbation de l enregistrement de la courbe de charge, les informations relatives à l énergie, à la puissance provenant d un relevé, d une facturation ou d une mesure d exploitation, peuvent être utilisées. En cas d absence d une énergie de remplacement (A e ; valeur d énergie) et d une valeur de puissance de remplacement (P e ) durant une période perturbée, il y a lieu d utiliser une énergie comparable (A v ; valeur d énergie) et la puissance équivalente (P v ) A e = A v P e = P v En cas d absence d une énergie de remplacement (A e ) ou de la puissance de remplacement (P v ) durant la période perturbée, la valeur manquante sera calculée sur la base d une énergie comparable avec pondération de la valeur connue de l énergie de remplacement (A e ) ou par la valeur connue de la puissance de remplacement (P e ). A e = A v P e /P v P e = P v A e /A v C2.2 Définition des profils de charge de substitution Sont adéquats comme profils de charge de substitution : Courbes de charge mesurées adéquates spécifiques au client, d une période non perturbée, en tenant compte des jours fériés Profils de charge standardisés spécifiques à la branche, qui peuvent être appliqués par exemple pour les grands clients d une même branche Courbes de charge des semaines précédentes, si aucune valeur de substitution (énergie/ puissance) n est disponible : Résultats d un pronostic à court terme sur la base de valeurs mesurées au préalable. Utilisation générale de profils de charge standardisés. Rubans d énergie, c est-à-dire une quantité constante d énergie, si aucun comportement déterminant n est visible dans l évolution de la charge et aucune valeur de puissance n est définie en tant que valeur de substitution. C2.3 Mise à l échelle En règle générale, les profils de substitution choisis doivent être mis à l échelle par des méthodes mathématiques au moyen des paramètres A e et P e pour la période de remplacement. La validation de la courbe de charge «validée plausible» est basée par exemple sur des règles internes. G23 f, Edition septembre /25