Manuel Smart Metering CH. Recommandation de la branche pour le marché de l électricité en Suisse

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1 Recommandation de la branche pour le marché de l électricité en Suisse Manuel Smart Metering CH Recommandation concernant l utilisation du Smart Metering en Suisse HBSM CH, Edition 2010

2 Impressum et contact Editeur Association des entreprises électriques suisses AES Hintere Bahnhofstrasse 10, case postale CH-5001 Aarau Téléphone Fax Auteurs / membres du GT Smart Metering Nom Société Remarques Ackermann Marco IBA Strom AG, Aarau Amport André sgsw, St. Gallen Borner Martin EKS AG, Schaffhausen Casagrande Patrik St. Moritz Energie, St. Moritz Chollet Thierry Romande Energie SA, Morges Membre ENDAKO Darioly Christophe Sierre-Energie SA, Sierre Hangartner Gilbert ESB, Biel Hauser Patrick AEW Energie AG, Aarau Ingold Reto Elektra Fraubrunnen, Jegenstorf Kämpfer Rudolf METAS, Bern Kiefer Roland Stadtwerk Winterthur Membre ENDAKO Martinelli Antonio EWZ, Zürich Noseda Corrado AGE SA, Chiasso Peter Adrian BKW-FMB Energie AG, Bern Reisner Wolfgang Axpo Informatik AG, Baden Roethlisberger Daniel EKZ, Zürich Schaltegger Pierre-Alex Groupe E SA, Fribourg Schütz Bruno LKW, Schaan FL Signer Johann SAK, St. Gallen Walter Peter EKT AG, Arbon Membre ENDAKO, responsable du GT Smart Metering Zaugg Stefan ewb, Bern Membre ENDAKO Zimmermann Daniel Axpo AG, Baden jusqu au Seiferth Thorsten CKW, Luzern à partir du Rédaction et mise en œuvre Lang Hans-Peter, Messpunkt IT-Dienstleistungen, 9300 Wittenbach Gestion de projet AES Notz Jean-Michel, Responsable Economie des réseaux La Roi Hendrik, Responsable Technique de mesure et données La gestion et le développement du présent document sont du ressort de la Commission Données énergétiques (ENDAKO). VSE / AES HBSM CH, Edition

3 Chronologie de la recommandation de la branche «Manuel Smart Metering CH» Août 2009 Début du travail de groupe du projet Smart Metering Octobre 2009 Elaboration du contenu de la structure, constitution des sous-groupes de travail Mars 2010 Elaboration de la version de travail interne Début de la lecture chapitre par chapitre et approbation du contenu par le groupe de travail Juillet 2010 Le groupe de travail clôture la première version du document et le transmet au donneur d'ordre Août 2010 Révision rédactionnelle en collaboration avec l AES, mise à disposition en vue de la consultation au sein des différentes commissions Septembre 2010 Approbation de la commission pour la mesure et les données d'énergie Nov/Dec 2010 Consultation ouverte conformément à la l OApEl art 27 alinéa4 6 Juillet 2011 Adoption par le comité de l AES Ce document est un document de la branche pour le marché de l électricité Imprimé n 1018 f, édition 2010 Copyright Association des entreprises électriques suisses AES Tous droits réservés. L utilisation des documents pour usage professionnel n est permise qu avec l autorisation de l AES et contre dédommagement. Sauf pour usage personnel, toute copie, distribution ou autre usage de ces documents que celui prévu pour le destinataire est interdit. L AES décline toute responsabilité en cas d erreur dans ce document et se réserve le droit de le modifier en tout temps sans préavis. VSE / AES HBSM CH, Edition

4 Sommaire Avant-propos 7 1. Généralités / Introduction Introduction Domaine d application du document Groupes cibles Délimitation vis-à-vis d'autres groupes de travail de l'aes Délimitation vis-à-vis d autres documents de l'aes 9 2. Conditions-cadres MID (Measuring Instrument Directive) Définition Prescriptions MID générales Prescriptions concernant l affichage Conditions-cadres au sein de l UE Bases légales Financement / imputation des coûts Conditions-cadres en Suisse Bases légales Financement / imputation des coûts Périodicité de facturation Information des consommateurs / feed-back Tarification Les rôles du marché Les moteurs pour l'introduction du Smart Metering du point de vue des EAE Bases juridiques Généralités Protection des données Généralités Traitement des données Limites de propriété Bases techniques Terminologie Smart Meter Smart Metering Concepts d'appareils et de systèmes Le compteur électrique en tant que master Gateway/MUC (Multi-Utility-Communication) Evaluation des concepts d'appareils et de systèmes Communication Généralités Interfaces de communication Interface locale (locale, KS0) Communication primaire (transport courte distance, KS1) Communication secondaire (système client, KS2) Communication tertiaire (WAN, KS3) Transmission directe (Point to Point, P2P) Transmission indirecte (Point-to-Multipoint, P2MP) Communication quaternaire (inter-applications, KS4) Réflexions supplémentaires Powerline Communication (PLC) Connexion via le réseau mobile Connexion câblée (FTTH, DSL) Mesures Exigences minimales concernant la mise à disposition des données Groupes de clients (niveau de réseau 7) Etendue des mesures, commandes et informations Qualité du réseau (tension, disponibilité etc.) Courbes de charge Mesure d énergie active et réactive Autres fluides Gaz 30 VSE / AES HBSM CH, Edition

5 Eau Chaleur Désignation du point de mesure Fonctionnalités supplémentaires Fonctions de télécommande centralisée Généralités Commutation des tarifs Contacteur de charge Coupe-circuit Prépaiement Maintenance à distance et service Visualisation des données Systèmes de feed-back Système de feed-back direct Compteurs Affichage domestique (Inhouse-Display) PC ou appareil mobile Système de feed-back indirect Facture (en ligne ou papier) Portail Internet via PC Terminal mobile Bases économiques Coûts Coûts initiaux et coûts d investissement Coûts d'exploitation Répartition des coûts Les bénéfices pour les EAE Les bénéfices pour les clients Mise en œuvre (déploiement) Généralités Stratégies de mise en œuvre Comportement attentiste Projet pilote Déploiement Planification et organisation de la mise en œuvre Adaptation de l infrastructure Mesures à prendre en vue d'une acceptation par les clients Perspectives d avenir De nouveaux produits commerciaux avec le Smart Metering Smart Grid Revendications 43 Références 44 VSE / AES HBSM CH, Edition

6 Index des illustrations Figure 1: Concept d'appareils et de systèmes master 17 Figure 2: Concept d appareils et de systèmes Gateway/MUC 18 Figure 3: Aperçu: Communication KS0 KS5 et SDAT 19 Figure 4: Communication Point to Point (P2P) directe 23 Figure 5: Communication Point to Multipoint (P2MP) 24 Figure 6: Schéma du principe de la visualisation 35 Index des tableaux Tableau 1: Etat d'introduction du Smart Metering sur le marché au sein de l'union Européenne 8 Tableau 2: Les rôles et les acteurs du marché concernés par le Smart Metering 16 Tableau 3: Evaluation des concepts d'appareils et de systèmes 18 Tableau 4: Caractéristiques de la communication primaire (communication courte distance, KS1) 20 Tableau 5: Caractéristiques de la communication primaire (communication courte distance, KS1) 20 Tableau 6: Canaux de communications et données transmises dans le cadre de la communication secondaire 21 Tableau 7: Caractéristiques de la communication secondaire (système client, KS2) 22 Tableau 8: Canaux de communications et données transmises dans le cadre de la communication tertiaire 22 Tableau 9: Caractéristiques de la communication tertiaire, KS 3 25 Tableau 10: Canaux de communication et données transmises dans le cadre de la communication tertiaire 25 Tableau 11: Exigences minimales concernant la mise à disposition des données de mesure 27 Tableau 12: Aperçu groupes de clients, mesures, commandes, informations 29 Tableau 13: Stratégie de mise en œuvre du Smart Metering «Attitude attentiste» 40 Tableau 14: Stratégie de mise en œuvre du projet pilote de Smart Metering 41 Tableau 15: Stratégie de la mise en œuvre du déploiement du Smart Metering 41 Références 44 Sommaire «Bases juridiques» 45 Glossaire 46 VSE / AES HBSM CH, Edition

7 Avant-propos Le marché suisse de l électricité est partiellement ouvert depuis le 1 er janvier Sous réserve d un référendum, il devrait être totalement ouvert lors d une seconde étape dans cinq ans. La loi sur l approvisionnement en électricité (LApEl) a été adoptée par le parlement le 23 mars Le référendum n a pas été exercé. L ordonnance sur l approvisionnement en électricité (OApEl) a été édictée par le conseil fédéral le 14 mars 2008 et complétée le 12 décembre Ces deux textes de base entrent en vigueur de manière étalée au cours de l ouverture du marché. Fidèle au principe de subsidiarité, la branche a créé dans le cadre du projet Merkur Access II, grâce à des spécialistes, un ouvrage extensif de règlements, ceci indépendamment des développements politiques. Cet ouvrage traite de l utilisation des réseaux électriques et l organisation du commerce de l énergie. Avec celui-ci l économie électrique dispose d une recommandation reconnue dans toute la branche traitant de l organisation du marché libéralisé de l électricité.. LApEl et OApEl exigent la mise sur pied par la branche de directives pour divers faits matériels. Les documents suivants sont la réponse à cette attente. Les chapitres correspondants répartis dans divers documents sont indiqués au chapitre 7 du MMEE - CH. Le Modèle d utilisation des réseaux de transport (MURT CH), le Modèle d utilisation des réseaux de distribution (MURD CH), le Transmission Code (TC CH), le Balancing Concept (BC CH), le Metering Code (MC CH) et le Distribution Code (DC CH) sont des documents-clés. La branche a élaboré les documents d application ainsi que les «outils» nécessaires en se basant sur les documents centraux. Le présent manuel Smart Metering dans le marché de l électricité suisse libéralisé (HBSM CH) est l un de ces outils. VSE / AES HBSM CH, Edition

8 1. Généralités / Introduction 1.1. Introduction (1) Il existe d ores et déjà en Europe des conditions-cadres définissant les prescriptions en matière d introduction de Smart Metering pour l Europe et au niveau des différents pays. Des travaux de standardisation et de normalisation ont débuté dans l UE. Au sein des différents pays de l UE, plusieurs actions ont par ailleurs été définies de manière pratique pour l introduction du Smart Metering. Les lois exigent notamment au niveau national: Une facturation de la consommation mensuelle électrique des clients La transparence concernant la consommation réelle d'électricité ainsi que la durée d'utilisation réelle de celle-ci par les ménages Des tarifs d électricité incitant à l économie d énergie (2) Compte tenu des aspects commerciaux, ces prescriptions légales ne peuvent être pleinement satisfaites qu'en recourant à la technologie du Smart Metering. (3) En Suisse, les prescriptions légales promouvant l utilisation du Smart Metering font toujours défaut. Le «plan d'action pour l'efficacité énergétique» de la commission de l'énergie européenne n'a pas valeur contraignante en Suisse. (4) Dans l UE, il est prévu qu en 2020, 80% des ménages soient dotés de Smart Meters et d'atteindre une couverture totale de 100% d ici L'état d'avancement de l'introduction des Smart Meters sur le marché au sein de l'union européenne se présente comme suit: Pays Etat d introduction du Smart Metering sur le marché Royaume-Uni Pays-Bas Belgique France Portugal D ici 2020, tous les ménages du Royaume-Uni devraient être équipés de Smart Meters pour le gaz et l électricité. La mise en œuvre prescrite par la loi des Smart Meters a été interrompue pour des raisons de protection des données. 100'000 Smart Meters ont néanmoins déjà été installés. Des installations test sont en cours, pas encore de prescriptions légales. En fonction des résultats du projet pilote encours, ERDF veut déployer des Smart Meters dans tout le pays (96%) d ici 2020 Le législateur a procédé à une étude préliminaire. Un déploiement dans tout le pays est prévu. Espagne Un déploiement intégral est prévu d ici Norvège Suède/Finlande Pologne Tchéquie Allemagne Italie Une décision concernant le déploiement de Smart Meters dans tout le pays devrait tomber d'ici à l automne Sont les premiers pays européens ayant déployés 100% de Smart Meters en Un débat a été lancé concernant un déploiement débutant en 2010 et devant s'achever en Des essais sont actuellement en cours, mais encore aucune prescription légale. Plus de 50 projets pilotes incluant près de 100'000 Smart Meters. L installation de tels compteurs dans les nouvelles constructions est obligatoire. 33 millions de compteurs pouvant être relevés à distance (AMM) ont été installés. D ici 2011, il est prévu d équiper 36 millions de ménages en Smart Meters. Source: Rapport annuel Smart Metering 2009 de l ESMA («European Smart Metering Alliance») Tableau 1: Etat d'introduction du Smart Metering sur le marché au sein de l'union Européenne VSE / AES HBSM CH, Edition

9 (5) Au niveau européen, l accent est principalement mis sur l efficacité énergétique (EEAP plan d action pour l efficacité énergétique), le marché et les clients (produits et orientation client) et pose ainsi des exigences supérieures vis-à-vis d'un système de Smart Metering par rapport à l'existant. Les pays ayant d ores et déjà déployé à large échelle des «compteurs intelligents» (Italie, Scandinavie) ne disposent pas de systèmes de Smart Metering mais uniquement de systèmes de lecture à distance (AMR). Compte tenu du contexte actuel, on peut se demander s il est judicieux d introduire des systèmes AMR en Suisse ou bien si, étant donné les évolutions à venir dans le domaine de Smart Metering/Smart Grid, il ne s'agirait pas d un mauvais investissement. (6) L expérience des pays ayant également libéralisé les points de mesures et les prestations de mesure (Allemagne, Grande-Bretagne) montre que cette libéralisation complique sensiblement la situation et constitue un obstacle majeur à l introduction efficace de système de Smart Metering dans le pays Domaine d application du document (1) Le présent document est destiné à donner un aperçu du sujet Smart Metering et à émettre des recommandations sur son emploi pratique en Suisse. Concernant l'introduction du Smart Metering en Suisse, le manuel renseigne au sujet des conditions-cadres actuelles sur les plans légal, technique et politique. Il définit les exigences minimales et les prescriptions techniques. Le document met également en lumière certains aspects pratiques, stratégiques et économiques du Smart Metering Groupes cibles (1) Ce document s'adresse aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), aux fournisseurs, aux producteurs, aux fournisseurs de systèmes et d'équipements, aux bureaux d'ingénieurs conseils, aux associations d intérêts, aux responsables des groupes-bilans, aux organes de surveillance/régulation du marché et aux entreprises de prestations de services Délimitation vis-à-vis d'autres groupes de travail de l'aes (1) L organe directeur en matière de développement de documents de la branche concernant l ouverture du marché en Suisse est la Commission Utilisation du réseau (NeNuKo). La Commission pour les questions de régulation (RegKom), la Commission juridique (REKO) et la Commission Données énergétiques (EnDaKo) travaillent en étroite collaboration. Elles assurent également les mandats et la coordination du GT «Smart Metering» et du GT «Gestion des clients changeant de fournisseur dans la seconde phase de l ouverture du marché» Délimitation vis-à-vis d autres documents de l'aes (1) Le présent manuel Smart Metering fait partie de la structure de documents du Modèle de marché pour le courant électrique - Suisse (MMEE-CH. Il ne présente aucun caractère légal ni normatif, il a davantage pour objectif de permettre au lecteur intéressé de s orienter plus aisément dans cette nouvelle thématique relativement complexe du Smart Metering. (2) Les exigences minimales en matière de gestion des données de mesure servant de base au traitement habituel des décomptes, des groupes-bilans, de l utilisation du réseau et des prestations de service du système ne sont pas traitées dans le présent document. Celles-ci sont définies dans le Metering Code Suisse (MC-CH). (3) Les valeurs de mesure relevées par le système Smart Metering sont transmises dans le système de gestion des données d énergie (EDM). A partir de celui-ci, les données de mesure sont mises à disposition par le biais d'échange électronique de données aux acteurs du marché/ayants droits. Les règles techniques et formelles correspondantes sont définies dans le document de la branche Echange de données standardisé pour le marché du courant électrique CH (SDAT). (4) Concernant les aspects relatifs à la métrologie légale des compteurs électriques, le site Internet de l Office fédéral de métrologie (METAS) constitue la référence. Les informations sur les lois et ordonnances en vigueur sont à disposition sur ce site. (5) Le rapport de l Office fédéral de l'énergie intitulé «Smart Metering für die Schweiz Potenziale, Erfolgsfaktoren und Massnahmen für die Steigerung der Energieeffizienz» (Smart VSE / AES HBSM CH, Edition

10 Metering en Suisse potentiel, facteurs de réussite et mesures pour augmenter l efficacité énergétique) souligne les principaux aspects auxquels un système de Smart Metering doit satisfaire en termes de promotion de l efficacité énergétique. Ce rapport offre par ailleurs un excellent aperçu des conditions-cadres, des technologies, des champs d'application et des marchés en rapport avec le Smart Metering. VSE / AES HBSM CH, Edition

11 2. Conditions-cadres 2.1. MID (Measuring Instrument Directive) Définition (1) La MID est une directive (N 2004/22/CE) adoptée par le parlement européen en mars 2004 et qui est entrée en vigueur le Elle est également valable pour la Suisse. Elle définit les exigences requises pour certaines catégories d'instruments de mesure spécifiques, tels que les compteurs électriques. Elle définit également que la responsabilité incombe au fabricant mettant ces instruments de mesures en circulation. Désormais, seuls les instruments de mesure répondant aux exigences de la directive MID peuvent être mis en service. Avec l introduction de la directive européenne sur les instruments de mesures MID, la 1 ère vérification officielle par les laboratoires de vérifications autorisés par l'etat sera remplacé par des déclarations de conformité du fabricant. Ensuite, les règlementations nationales s appliquent pour la durée de la validité de l étalonnage. La durée de la validité de l étalonnage est de 10 ans pour les compteurs de courant alternatif monophasé ou triphasé avec système de mesure électronique à raccordement direct et raccordement sur transformateur de mesure. La durée est calculée à partir de l année indiquée sur le compteur d énergie. Les instruments de mesure répondant à la directive MID reçoivent un logo de conformité MID y relatif Prescriptions MID générales (1) Les prescriptions MID couvrent l ensemble du processus de fabrication, du développement à la production, la vérification finale et la mise en service. Elles comportent des exigences de base concernant les instruments de mesure devant être impérativement respectées par les fabricants. La directive MID comporte également des prescriptions générales concernant le traitement ultérieur des données jusqu à la fin du processus commercial y relatif Prescriptions concernant l affichage (1) Les instruments de mesure destinés à mesurer la puissance d'alimentation, indépendamment du fait qu il soit possible de les lire à distance ou non, doivent, dans tous les cas de figure, être équipés d un système contrôlé métrologiquement accessible à l utilisateur sans outils. Les indications délivrés par cet affichage servent de base pour la détermination du montant à s'acquitter. (2) Une commission parlementaire de l UE (Working Group on Measurement Instruments), soutenue par des experts de la Welmec, étudie actuellement une version révisée de la directive MID dans laquelle les prescriptions en matière d affichage devraient être assouplies Conditions-cadres au sein de l UE Bases légales (1) Directive UE 2006/32/CE du 5 avril 2006 (Art. 13): relevé et facturation explicative de la consommation d'énergie. Les Etats membres veillent à ce que, dans la mesure où cela est techniquement possible, financièrement raisonnable et proportionné compte tenu des économies d'énergie potentielles, les clients finaux dans les domaines de l'électricité, du gaz naturel, du chauffage et/ou du refroidissement urbain(s) et de la production d'eau chaude à usage domestique reçoivent à un prix concurrentiel des compteurs individuels qui mesurent avec précision leur consommation effective et qui fournissent des informations sur le moment où l'énergie a été utilisée. Afin d être en mesure de prendre des décisions fondées concernant la consommation d énergie individuelle, le consommateur final doit disposer de suffisamment d informations. (2) UE 2009/72/CE du 13 juillet 2009 (Annexe 1): Si la mise en place de compteurs intelligents donne lieu à une évaluation favorable, au moins 80% des ménages seront équipés de systèmes intelligents de mesure d ici à Les fournisseurs en électricité doivent proposer d ici fin 2010 un tarif incitatif pour l économie d énergie et pour une utilisation plus raisonnée de la consommation ( 40 de la loi relative à la sauvegarde de l'approvisionnement en énergie) VSE / AES HBSM CH, Edition

12 Financement / imputation des coûts (1) UE 2006/32/CE du 5 avril 2006 (Art. 11): Les Etats membres peuvent créer un ou des fonds afin de subventionner la fourniture de programmes d'amélioration de l'efficacité énergétique. Ces mesures comprennent notamment la promotion d un meilleur établissement des relevés de consommation et des factures explicatives Conditions-cadres en Suisse Bases légales (1) En Suisse, les conditions-cadres légales sont encore peu claires ou inexistantes, ce qui constitue un facteur majeur d insécurité pour l'introduction du Smart Metering. La branche estime nécessaire des clarifications dans les domaines suivants : Visualisation Tarification Unbundling, respectivement influence sur le comportement de consommation des clients finaux Visualisation, feed-back clients, augmentation de l efficacité énergétique Financement Protection de données Financement / imputation des coûts (1) Le Smart Metering est une tache dévolue au GRD et les investissements nécessaires devraient pouvoir être considérés comme des coûts imputables pour l utilisation du réseau. Les coûts pour un système de feed-back (informations aux consommateurs) devraient être imputés en fonction de l obligation (légale) lorsqu elle existe, aux fournisseurs d énergie et aux clients (si volontaires) ou à l utilisation du réseau (si obligation légale). Cette interprétation de la situation juridique actuelle doit impérativement être confirmée par le régulateur dans les meilleurs délais. D autres modèles de financement via un fonds d'efficacité énergétique ou un supplément sur les coûts de transport conformément à l'art. 15b LEne (similaire à RPC) sont à étudier. Actuellement, les coûts d installation et d'exploitation d'un dispositif de mesure de la courbe de charge sont imputés au client final, dès lors que ce dernier souhaite faire usage du libre accès au réseau (art. 6 al. 5 OApEl). Etant donné que seule une introduction de Smart Metering à large échelle s avère rentable, cette imputation des coûts constitue de facto un obstacle au Smart Metering, en particulier lorsque les coûts très élevés d un équipement ponctuel de Smart Metering sont répercutés sur le client Périodicité de facturation (1) Concernant la périodicité de facturation définies dans les documents de la branche, il serait important que la décision d une modification des prescriptions minimales soit prise rapidement et que des délais de transition raisonnables soient impartis Information des consommateurs / feed-back (1) Le législateur devrait définir sans tarder des exigences minimales de feed-back (informations aux consommateurs) ainsi que le mode de financement Tarification (1) Les prescriptions de l ordonnance relative aux instruments de mesure comme la possibilité de disposer d un registre par tarif et l'impossibilité de générer des lots de sondage comprenant des compteurs d énergie réactive constituent des inconvénients à l introduction de Smart Meters. La disponibilité restreinte de registre par tarif limite le nombre de tarifs fixes et rend impossible l'introduction de tarifs variables incitant à l'efficience énergétique. Pour que les clients et les EAE puissent bénéficier des avantages du Smart Metering, il est indispensable que les compteurs enregistrent la courbe de charge et que la tarification se fasse dans un système centralisé. Des registres tarifaires dans les compteurs offrent à l inverse trop peu de flexibilité et ne permettent pas une marge de manœuvre nécessaire pour augmenter l efficacité énergétique ni pour un futur Smart Grid. VSE / AES HBSM CH, Edition

13 Les rôles du marché (1) Pour les acteurs du marché «fournisseur d énergie» et «gestionnaire de réseau de distribution», de nombreuses questions se posent dans le cadre de Smart Metering concernant la souveraineté de la gestion de la charge, en matière de systèmes de feed-back etc. Ces questions devront trouver des réponses au plus tard lors de la seconde phase de l ouverture du marché. L incertitude actuelle concernant la planification constitue un obstacle majeur en matière d'investissements dans le domaine du Smart Metering Les moteurs pour l'introduction du Smart Metering du point de vue des EAE (1) La seconde phase de libéralisation du marché de l électricité qui s annonce ainsi que l augmentation de la production décentralisée exigent un degré supérieur d automatisation et une plus grande flexibilité dans la gestion de la charge du réseau des GRD. Ces exigences peuvent en partie être remplies grâce au Smart Metering comme technologie de base du Smart Grid. Cela permet au GRD une connaissance plus précise de l état du réseau et par conséquent, une meilleure gestion de celui-ci. Le Smart Metering soutient et améliore également l'efficacité des processus administratifs en matière de relevés, de facturation et de suivi client. (2) Le Smart Metering ouvre aux gestionnaires de réseaux de distribution de nouvelles perspectives d'avenir : comme outil d optimisation des processus (changement de fournisseur et de client), augmentation de l'efficacité énergétique (sensibilisation à la consommation), en tant que technologie de base pour du Smart Grid, domotique. Ceci vaut de manière globale pour tous les clients grâce à une visualisation de la consommation énergétique réelle et les possibilités d économies qui en découlent tout comme l'intégration possible de télécommande centralisée, la mesure de qualité du réseau et la téléconduite. (4) Domaines d application: Enregistrement de la courbe de charge pour les décomptes/facturations et les prévisions Saisie de statistiques concernant l état du réseau (interruption de fourniture, qualité de la tension) Modèles tarifaires variables Adapté aux nouvelles directives en matière de facturation (clients < 100'000 kwh; consommation facturée par trimestre ou par mois) Interface standard de communication pour relever les compteurs de gaz, d eau et de chaleur au travers d'un système unique Enclenchement et déclenchement d'appareils à distance Home automation / Smart Home. VSE / AES HBSM CH, Edition

14 3. Bases juridiques 3.1. Généralités (1) La Constitution fédérale définit dans les articles 89 et 91, les compétences de la Confédération et des cantons en matière d électricité. La Confédération et les cantons s engagent ainsi pour une consommation d énergie économe et rationnelle. (2) Dans la version actuelle de l OApEl, aucune mention n est faite concernant l utilisation du Smart Metering. La version révisée de l OApEl qui régira la seconde phase d ouverture du marché, devra aussi traiter de l'utilisation du Smart Metering indépendamment de celle-ci. (3) Il est à noter que le Smart Metering reste d'actualité même en dehors de l'ouverture du marché. Dans un premier temps, l utilisation du Smart Metering ne permet d'appliquer que les mesures en matière d'efficacité énergétique définies par l'ofen. La Confédération se doit par conséquent d'élaborer les bases juridiques nécessaires. L imputation des coûts constitue l un des points centraux du Smart Metering Protection des données Généralités (1) En Suisse, la protection des données est régie par la loi fédérale du 19 juin 1992 sur la protection des données (LPD), version Les dispositions complémentaires sont définies dans l'art. 10 de l'lapel (chapitre 4.1.1). Sur cette base, la branche de l électricité a élaboré une première ébauche de solution concernant les questions spécifiques sur la protection des données dans le domaine de la métrologie qui est consignée dans le Metering Code Suisse (AES 2009a). (2) Avec l introduction de la technologie du Smart Metering en Suisse, il est vraisemblable que la question de la protection des données liée à la génération d informations détaillées sur la consommation d énergie des consommateurs finaux nécessite clarification. (3) Les données obtenues dans le cadre du Smart Metering doivent donc être collectées par les GRD et leurs conditions générales ainsi que la loi suisse en vigueur.. Ces données doivent être traitées de manière confidentielle. C est seulement en généralisant la base légale concernant la saisie de la courbe de charge pour tous les clients que l on peut garantir que les clients de l approvisionnement de base puissent eux aussi profiter de tarifs variables incitant à l'efficience énergétique. Une collaboration proactive avec les instances chargées de la protection des données fédérale et cantonale est souhaitable. (4) Ces données de consommation sont la propriété du client final. La collection et la transmission de ces données est soumis à la protection des données et n est permis qu avec l accord du client final Traitement des données (1) Dès la première installation et la mise en service des Smart Meters et des logiciels correspondants, il doit être garanti que des tiers non habilités ne puissent avoir accès aux données collectées et traitées. Cela s applique à la lecture automatique sécurisée, à l'envoi des données ou encore à l'accès à l'appareil lui-même Limites de propriété (1) Les compteurs et l'infrastructure de communication restent, dans un cas normal, la propriété du GRD exécutant, respectivement sous-traitant les prestations de mesure. En revanche, les systèmes de feed-back peuvent devenir la propriété du client. Dans ce cas, le client peut décider s'il a besoin de la visualisation et s'il souhaite en supporter les coûts. 1 voir aussi L utilisation de compteurs électriques intelligents du préposé fédéral à la protection des données ( ainsi que les recommandations des préposés cantonaux à la protection des données relatives à ce sujet.. VSE / AES HBSM CH, Edition

15 4. Bases techniques 4.1. Terminologie Smart Meter (1) Un Smart Meter est un compteur d'énergie électrique électronique présentant au minimum les caractéristiques suivantes: Enregistrement d'index (données de registre) Enregistrement de séries chronologiques de ¼-h (kw ou kwh) Communication bidirectionnelle pour le relevé à distance des données de mesure (Automated Meter Reading = AMR) et possibilité de transmission d'informations (feedback) au consommateur final ou à des systèmes techniques similaires, ceci afin d'influencer la consommation d électricité.. (2) Les compteurs industriels actuels avec enregistrement de la courbe de charge ne peuvent pas être considérés comme des Smart Meters au sens des exigences minimales précitées car le boucle de retour d'information (feed-back) fait défaut. Les compteurs industriels sont certes souvent paramétrables à distance, mais ne permettent pas de fournir un feedback au client ni à un système automatisé lui appartenant Smart Metering (1) On entend par Smart Metering la procédure consistant à équiper les points de fourniture de Smart Meters afin de pouvoir gérer et relever les données de mesure. Il existe différentes variantes de systèmes de Smart Metering présentant généralement les caractéristiques suivantes et pouvant en partie être intégrées au Smart Meter lui-même: Visualisation et traitements des données de mesure (par exemple registres tarifaires et courbe de charge) Communication d informations au sein d une installation domestique ou via Internet aux ayants droits (p. ex. à l'aide d'une application de téléphonie mobile du client final) Saisie d'autres fluides tels que eau, gaz, chaleur Paramétrage à distance du compteur (Automated Meter Management = AMM) pour par exemple configurer un autre tarif qui pourra être consulté sur l affichage du compteur. Conformément à METAS, les paramètres métrologiques ne doivent pas pouvoir être modifiés. Gestion des équipements de mesure (lieu de consommation inoccupé, installation et logistique du compteur) Mesure de valeurs qualitatives au raccordement client telles que l'heure de la coupure ou la qualité de la tension. (2) Le Smart Metering est la condition requise pour Smart Grid et en constitue seulement une part qui permet entres autres les fonctions suivantes: Enclenchement / déclenchement de consommateurs (contrôle de la charge) et le remplacement de la télécommande centralisée actuellement en fonction Commuter ou limiter de l ensemble de consommation électrique du point de raccordement Gestion d unités de production décentralisées, respectivement appareils convertisseurs d énergie (par exemple CCF, cellules de combustion de gaz naturel, etc.) Gestion de l accumulation, par exemple des véhicules Plug-In-Hybrid ou des accumulateurs thermiques dans les bâtiments. (3) Le Smart Metering fait partie de la chaîne de traitement des données, tous réseaux de distribution confondus, allant de la fourniture d énergie à la facturation en passant par la gestion des groupes-bilans. Les systèmes concernés par le Smart Metering sont les suivants: Gestion des données énergétiques Système de décompte/facturation énergétique VSE / AES HBSM CH, Edition

16 Système de gestion des équipements de mesures Installation domestiques / Domotique Dispositifs de communication Dispositifs de visualisation Système MDM (Meter Data Management System) (y compris le relevé) (4) Les processus concernés par le Smart Metering sont les suivants: Exploitation de la place de mesure: mise à disposition (réserves), montage et mise en service de compteurs, de dispositifs de communication, d'appareils périphériques (affichages in-home, appareils de commutation de charge etc.) Acquisition des données (relevé) Facturation et encaissement (prépaiement) Production, négoce et vente d énergie électrique Production décentralisée Stockage décentralisé Gestion respectivement de la consommation d énergie et des économies (5) Les rôles et les acteurs du marché concernés par le Smart Metering sont les suivants: Rôle / acteur Gestionnaire de réseau de distribution Fournisseur Client final / producteur Missions Exploitation de la place de mesure Relevé Facturation des coûts du réseau et des servicessystèmes Asset-Management, optimisation des coûts du réseau Fourniture de données aux acteurs du marché ayants-droits Encaissement (gestion des créances) Nouveaux modèles tarifaires (p. ex. Prépaiement) Gestion de la courbe de charge Facturation de la fourniture d énergie Segmentation clientèle Nouveaux modèles tarifaires Nouveaux produits Gestion de la consommation d énergie et de la production Tableau 2: Les rôles et les acteurs du marché concernés par le Smart Metering VSE / AES HBSM CH, Edition

17 4.2. Concepts d'appareils et de systèmes (1) Le Smart Metering distingue deux concepts d'appareils et de systèmes pouvant également exister en association Le compteur électrique en tant que master (1) Le Smart Meter est le master. Il dispose outre des éléments de mesure et de mémorisation également d éléments de communication intégrés. Il peut être directement relié à un réseau de données et être exploité p. ex. via Ethernet (TCP/IP). Les compteurs d autres fluides (gaz, eau, chaleur) sont reliés à lui. Grâce à ces connexions, le compteur électrique collecte les données de manière cyclique de tous les autres compteurs. Ces dernières sont ensuite relevées au travers du compteur électrique par le GRD. Figure 1: Concept d'appareils et de systèmes master Gateway/MUC (Multi-Utility-Communication) (1) Le concept Gateway/MUC permet de continuer à utiliser les compteurs électriques électroniques qui, en principe, ne disposent pas d éléments de communication permettant une intégration directe et un fonctionnement dans un réseau de données. Ces compteurs existants peuvent en général enregistrer les valeurs de mesure et de tarif. Ils peuvent au moyen d'une interface CS, RS-232 (EIA-232) ou RS-485 (EIA-485) être reliés à un module de communication ou de stockage de données. Ce module, appelé Gateway ou MUC, prend en charge la communication vers le système amont et l'enregistrement des données du profil de charge ou l'horodatage des enregistrements des valeurs servant au décompte de facturation de tous les compteurs qui lui sont reliés. Plusieurs compteurs peuvent être reliés à un Gateway, en particulier ceux de fluides différents. VSE / AES HBSM CH, Edition

18 Figure 2: Concept d appareils et de systèmes Gateway/MUC Evaluation des concepts d'appareils et de systèmes Concept Avantages Inconvénients Compteur électrique en tant que master Fabrication peu coûteuse Montage peu coûteux Exploitation peu coûteuse Remplacement de l infrastructure existante / du parc d appareils Interopérabilité restreinte Compteur pouvant être échangé 1:1 Gateway / MUC Interopérabilité Grand nombre d interfaces Dépendance minime vis-à-vis du fabricant Système ouvert Coûts de montage supérieurs dus au montage de deux appareils Charges administratives supérieurs Coûts de maintenance et de service supérieurs Besoin de plus de place lorsqu un montage à deux emplacements différents est requis Consommation d énergie supplémentaire du gateway Tableau 3: Evaluation des concepts d'appareils et de systèmes VSE / AES HBSM CH, Edition

19 5. Communication 5.1. Généralités (1) A l heure actuelle, la plupart des concepts de systèmes de Smart Metering présentent l'inconvénient principal d'être propriétaires pour la majorité d entre eux, à savoir, ils ne sont compatibles ni au travers de leurs interfaces ni en matière de formats de données. En choisissant le compteur, généralement le système de Metering est imposé ou inversement. Etant donné que le Smart Metering constitue une part essentielle du futur Smart Grid, une interopérabilité complète sera impérativement requise à l avenir. De plus, les Smart Meters des différents fabricants doivent être compatibles avec les concentrateurs et les systèmes de Smart Metering d'autres fabricants. (2) Il n existe pas de cryptage uniforme de la transmission des données. Le manque de normes entrave la concurrence et des solutions techniques pour des cas problématiques ou particuliers. Indépendamment des fabricants, il est impératif de définir rapidement des concepts de Smart Metering, avec des spécifications ouvertes et des normes tenant compte des évolutions actuelles à l étranger. Le caractère modulable et l interchangeabilité des compteurs, Gateway/ concentrateurs de données et systèmes MDM sont nécessaires si l'on souhaite obtenir un déploiement rapide des systèmes de Smart Metering à large échelle ainsi qu une exploitation rentable. Figure 3: Aperçu: Communication KS0 KS5 et SDAT (3) Pour chaque canal de communication KS0 à KS4, on utilise différentes technologies de communication liées à un support filaire ou par ondes radio Interfaces de communication (1) La communication est une fonction essentielle des systèmes de Smart Metering. Contrairement aux solutions classiques de télérelève, avec du Smart Metering, la transmission des données doit obligatoirement être bidirectionnelle. Plusieurs concepts sont possibles. Les données de mesure sont transmises du compteur vers la centrale. Les VSE / AES HBSM CH, Edition

20 CL/CS/SCR RS232/RS485 Namur M Bus (wired) M Bus sans fil ZigBee LON Bus Modbus signaux de commande ainsi que les informations tarifaires ou autres pour le client sont transmis de la centrale vers le compteur. Il convient de distinguer entre les interfaces physiques et les protocoles utilisés. Dans la communication unidirectionnelle classique, le système central interroge le compteur (procédure Pull). A l'avenir, on peut s'attendre à ce que les compteurs établissent la communication de manière de plus en plus autonome et envoyant leurs données vers le système centrale (procédure Push). (2) En standard, tous les compteurs disposent d une interface de communication locale permettant de les paramétrer ou de les relever. Ainsi, les systèmes disposent généralement d une interface de communication bidirectionnelle pour la communication de données. Ils disposent en outre d une interface standard ou en option permettant l'intégration d'autres compteurs (gaz, eau, chaleur) ainsi que la possibilité de communiquer avec des systèmes de feed-back tel que des affichages domestiques (In-house Display etc.). Si l'on considère également la communication d une centrale vers d'autres acteurs du marché, alors il est possible d identifier en tout cinq types d interfaces de communication, ceci en se basant sur la norme hollandaise NTA8130 et les travaux du groupe de travail allemand MUC Interface locale (locale, KS0) (1) L interface locale est déstinée au paramétrage et au relevé des données par le GRD, un prestataire de service de mesure ou le client et à la connexion vers le Gateway Communication primaire (transport courte distance, KS1) (1) Dans la communication primaire, ce sont essentiellement les données d énergie de fluides différents qui sont transmises vers le compteur central (master) ou le Gateway correspondant: Canal de communication Données transmises Compteur Gateway / compteur électrique Données d énergie électricité, gaz, eau (registre tarifaire et données de courbe de charge) Evénements PQ (Power Quality, surveillance de tension) Détection des manipulations Tableau 4: Caractéristiques de la communication primaire (communication courte distance, KS1) (2) Les systèmes actuellement disponibles sur le marché proposent les technologies suivantes pour la communication primaire: Câble x x x x x x Radio x x Compteur électrique x x x x x Compteur d'eau x x x x Compteur de chaleur x x x x Compteur de gaz x x x x x x Gateway x x x x x x x Tableau 5: Caractéristiques de la communication primaire (communication courte distance, KS1) (3) L interface la plus courante pour les compteurs électriques électroniques classiques est l interface CL/CS, compatible avec l'interface des compteurs de gaz et d'eau. Cette interface sérielle reliée par câble convient uniquement à la communication entre des appareils se VSE / AES HBSM CH, Edition

21 LAN WLAN RS232/RS485 Bluetooth PLC M Bus sans fil M Bus (wired) Modbus ZigBee LONTALK EIB trouvant à proximité les uns des autres, p. ex. montage de Gateway et de compteurs l un à côté de l autre l'ensemble d'appareils. Dans de rares cas, tous les appareils intervenant dans la communication primaire sont installés sur le même emplacement. Souvent, des murs de pierre ou de béton, voire parfois même des étages séparent les appareils communiquant entre eux,. Etant donné qu il est rare que des tubes vides soient disponibles, des alternatives raisonnables se sont établies. Le Wireless M-Bus est l'interface la plus récente et la plus courante des compteurs de gaz et d eau destiné aux ménages. De facto, cette interface s est imposée comme standard car elle permet également de lire les compteurs inaccessibles p. ex. situés dans des puits (drive by reading). La plupart des compteurs industriels peuvent également être lus via M-Bus (câblage toutefois nécessaire) ou via CL/CS. Les coûts d installation élevés des câbles de communication constituent un obstacle au développement du Smart Metering. La communication radio est nettement moins onéreuse, néanmoins, la pratique devra montrer si les canaux de communications nécessaires pourront être développés, exploités entres étages et pièces séparées. Par ailleurs, certains clients finaux ne souhaitent pas de systèmes radio supplémentaires chez eux Communication secondaire (système client, KS2) (1) Dans la communication secondaire, les données de fourniture d énergie sont échangées entre le compteur master ou Gateway et d'autres systèmes (p. ex. systèmes d information clients / de feed-back, domotique). De même des commandes d'enclenchements et de déclenchements sont également transmises: Canal de communication Données transmises Gateway / compteur électrique systèmes de feed-back (p. ex. PC, Smartphone, Inhome-Display) Gateway / compteur électrique systèmes de domotique (Smart Home, DigitalStrom) Gateway / compteur électrique relais de courbe de charge Consommation d énergie actuelle Historique de la consommation d énergie (valeurs journalières, hebdomadaires, mensuelle et annuelles) Informations clients et tarifaires Enclenchement / déclenchement et libération de consommateurs en vue d une optimisation des coûts d énergie Enclenchement et déclenchement des charges selon les consignes relatives à la charge du réseau (Smart Grid, remplacement de la télécommande centralisée) et/ou reprise de fonctionnalités de l actuelle télécommande centralisée Tableau 6: Canaux de communications et données transmises dans le cadre de la communication secondaire (2) Dans la communication secondaire, il faut généralement parcourir de longues distances à l intérieur du bâtiment, et dans les grandes constructions cela peut concerner plusieurs étages. (3) Les systèmes actuellement disponibles sur le marché proposent les technologies suivantes pour la communication secondaire: Câble x x x x x Radio x x x x Compteur électrique (master) x x x x x Gateway x x x x x x x Inhomedisplay x x x x PC x x x x x Smartphone x x x Home Automation x x x x x x x VSE / AES HBSM CH, Edition

22 Tableau 7: Caractéristiques de la communication secondaire (système client, KS2) (4) Les informations nécessaires dans les locaux d'habitations figurent dans le compteur ou le Gateway et doivent être transmises sur un affichage le plus rapidement possible. On peut envisager comme support de transmission peu coûteux, presque uniquement le PLC (large bande / bande étroite) ou les ondes radio. Il existe à l heure actuelle des concepts intéressants permettant de transmettre la consommation d énergie mesurée actuelle par le compteur en temps réel, via PLC, dans l appartement ou la maison du client et de là, de la transmettre via Bluetooth ou WLAN vers un Smartphone, PC ou un autre dispositif similaire Communication tertiaire (WAN, KS3) (1) La communication tertiaire s effectue selon les concepts, soit directement entre le système MDM et le compteur ou le Gateway en tant que Point to Point (P2P) comme le télécomptage classique, ou soit dans une chaîne de systèmes MDM concentrateur de données compteur / Gateway en tant que Point to Multipoint (P2M). Il s agit principalement de données d énergie, d informations tarifaires et de commandes d'enclenchements et de déclenchements à distance: Canal de communication Données transmises Compteur / Gateway Système MDM Système MDM compteur / Gateway Données d énergie électricité, gaz, eau (registre tarifaire et données de courbe de charge) Evénements PQ (Power Quality, surveillance de tension) Détection des manipulations Informations tarifaires Autres informations clients Transmission d'ordres à distance (déclenchement et déverrouillage pour enclenchement) Tableau 8: Canaux de communications et données transmises dans le cadre de la communication tertiaire VSE / AES HBSM CH, Edition

23 Transmission directe (Point to Point, P2P) (1) Les compteurs ou les Gateways sont directement reliés à une centrale. Pour ce faire, on utilise des technologies radio (GSM/GPRS) et des technologies câblées (DSL ou autre média de communication IP comme la fibre optique ou la câble coax). Figure 4: Communication Point to Point (P2P) directe (2) Ce concept implique une très grande flexibilité, lié à des installations individuelles ainsi qu'à des coûts initiaux et d'exploitation élevés. Pour un déploiement à large échelle, ce concept n est pas optimal, en particulier d un point de vue financier. Il est toutefois certainement pertinent pour le Smart Metering comme «solution ponctuelle». VSE / AES HBSM CH, Edition

24 Transmission indirecte (Point-to-Multipoint, P2MP) (1) Les compteurs respectivement les Gateways de plusieurs bâtiments ou clients transmettent des données d'abord vers un concentrateur de données où elles sont préparées puis transmises à une centrale. On utilise ici plusieurs technologies radio à faible distance (Radio Frequency, RF) ainsi que des technologies filaires (PLC). Figure 5: Communication Point to Multipoint (P2MP) (2) Pour une utilisation du Smart Metering à large l échelle (clientèleclientèle ménages), le concept de communication tertiaire doit présenter les caractéristiques suivantes: Faibles coûts d installation Faibles coûts d exploitation Robustesse / disponibilité Cryptage des données Bidirectionnalité (3) Les systèmes actuellement disponibles sur le marché proposent les technologies suivantes pour la communication tertiaire: VSE / AES HBSM CH, Edition

25 Ethernet Cuivre Ethernet fibre de verre (FTTH) Ehernet radio (WLAN) GPRS, GSM, PSTN, ISDN PLC bande étroite Câble x x x x Radio x x Compteur électrique (master) x x x x Gateway x x x x x Concentrateur de données x x x x x Système MDM x x x x Tableau 9: Caractéristiques de la communication tertiaire, KS 3 (4) Pour la liaison entre le système MDM et le concentrateur de données (P2M), tous les types de communication WAN peuvent être utilisés. Pour la communication entre le concentrateur de données et le Gateway / compteur, seule la bande étroite PLC répond à l heure actuelle aux exigences. Dans une nouvelle approche, on pourrait envisager que la communication tertiaire utilise la même technique que la communication secondaire, p. ex. une liaison via le raccordement Internet du client vers le système MDM et l'envoi de données selon la procédure "Push". L inconvénient majeur d un tel concept réside dans l accessibilité d autres fonctions de Smart Metering comme la gestion des lieux de consommations inoccupés, de la charge et du prépaiement, car la communication peut être interrompue par le client Communication quaternaire (inter-applications, KS4) (1) En raison d'un nombre fonctions beaucoup plus important pour le Smart Metering comparé au «monde d avant», des quantités importantes de données sont échangées entre différentes applications et systèmes. De ce fait il est nécessaire de disposer de modes de communication rapides. Canal de communication Données transmises Système MDM Système de décompte / facturation Système de décompte / facturation Système MDM Système d information clients Système MDM Données d énergie électricité, gaz, eau (registre tarifaire et plus rarement également données de courbe de charge) Gestion des lieux de consommation inoccupés (déconnexion suite à un déménagement) Gestion de l encaissement (fonction de prépaiement) Information aux clients (actions et tarifs spéciaux, prépaiement, rendez-vous pour changer le compteur etc.) Tableau 10: Canaux de communication et données transmises dans le cadre de la communication tertiaire (2) Le standard informatique est habituellement le protocole TCP/IP. Il ne dit cependant rien sur les interfaces entre applications, les formats de données, les interfaces de bases de données ou autres. La plupart des systèmes de Smart Metering disponibles sur le marché sont des systèmes propriétaires (fermés). Cela signifie que l on évolue dans le monde d'un fabricant de compteurs, de concentrateurs de données, de serveurs de communication et de bases de données. Un échange des différents éléments par des produits d un autre fabricant n est généralement pas possible. (3) Il est demandé aux fabricants de produire des systèmes compatibles entre eux et de s accorder sur des standards interopérables. VSE / AES HBSM CH, Edition

26 5.3. Réflexions supplémentaires Powerline Communication (PLC) (1) La transmission des données de compteur via le réseau électrique (PLC) semble la plus évidente. Le GRD est déjà propriétaire de ce réseau. La connexion est toujours disponible et n est soumise à aucune taxe. Il convient toutefois de ne pas oublier qu il faut installer un concentrateur même dans des stations transformatrices alimentant peu de clients. (2) Lors de couplage de transformateur du réseau BT, une attribution flexible des compteurs sur les concentrateurs doit être prise en charge par le système. Toutes les stations transformatrices devraient qui plus est disposer d une liaison TCP/IP afin que les données issues du concentrateur de données soient transmises le plus rapidement possible et de manière fiable au système amont Connexion via le réseau mobile (1) Dans une connexion GSM, il est à considérer qu'en plus des coûts de transmission, celle-ci est relativement lente et peu fiable ce qui engendre des lenteurs importantes. La solution radio est difficile à mettre en œuvre dans les sous-sols en raison de la mauvaise propagation des ondes. Par ailleurs, l établissement de la connexion est très long. (2) S'il n'existe aucune ligne de données propre au fournisseur (Corporate Mobile Network, CMN) alors généralement, l'internet public est utilisé pour une connexion GPRS. Afin de transmettre des données de manière cryptée, la mise en place d'un VPN (Virtual Private Network) dans la partie publique est nécessaire. Dans ce cas les problèmes liés aux émissions radio existent également. (3) La technologie mise à disposition par le biais des réseaux mobiles va changer lors des prochaines années. Cet aspect doit être pris en considération lors de la planification. La fin de l exploitation des réseaux GSM est prévisible Connexion câblée (FTTH, DSL) (1) L'utilisation d'une paire de cuivre, d'un câble coaxial ou d'une liaison FTTH éliminent la plupart des difficultés techniques évoquées ci-dessus. Dans ce cas des appareils supplémentaires restent nécessaires, lesquels nécessitent d'être alimentés. Le coût du câblage, de la transformation et de la distribution ne doit pas être sous-estimé. Les dépenses peuvent être très différentes en fonction de l'accès au média considéré. D une part, les sociétés électriques et les Services Industriels ont accès à leurs propres infrastructures, car elles exploitent par exemple leur propre réseau Coax. D autres en revanche s'appuient sur des partenaires locaux. (2) Les modèles de prix et de réseaux pour du FTTH sont à de nombreux endroits en cours de mise en place et nécessitent du temps ainsi que de nombreuses ressources. La mise en œuvre de tels projets FTTH ne fait que commencer. Par conséquent, peu d'informations sont disponibles concernant la part des coûts qui sera imputée à la communication des Smart Meters. VSE / AES HBSM CH, Edition

27 6. Mesures 6.1. Exigences minimales concernant la mise à disposition des données Exigences minimales concernant la mise à disposition des données de mesure pour les différentes catégories Catégorie de place de mesure Unité Type de mesure Moment de la livraison Remarques périodicité de relevé Données non validées à titre informatif Données validées à but de facturation Consommateurs finaux et unités de production raccordés aux niveaux de réseau 1, 3 ou 5 kwh kvarh 4 Mesure de la courbe de charge au ¼ h (sans tarif) avec énergie active et év. énergie réactive Jour ouvrable suivant Mensuel. Le jour ouvrable suivant pour les points de transition avec l étranger Le relevé des courbes de charge mesurées doit avoir lieu quotidiennement Système recommandé: Télé-relevé ou Smart Metering Consommateurs finaux et unités de production raccordés au niveau de réseau 7 ayant une consommation annuelle > kwh kwh Kvarh 4 Mesure de la courbe de charge au ¼ h (sans tarif) avec énergie active et év. énergie réactive Jour ouvrable suivant Mensuel. Le jour ouvrable suivant pour les points de transition avec l étranger Le relevé des courbes de charge mesurées doit avoir lieu quotidiennement Système recommandé: Télé-relevé ou Smart Metering Consommateurs finaux et unités de production raccordés au niveau de réseau 7 ayant une consommation annuelle < kwh et disposant d un système de Smart Metering kwh kw 2 kvarh 4 Simple ou double tarif 1 Ev. puissance maximale au ¼ h 2 Ev. énergie réactive 4 Ev. mesure de la courbe de charge Relevé: mensuel Pas de mise à disposition Mensuel Le choix du type de mesure est de la compétence du gestionnaire de réseau Consommateurs finaux et unités de production raccordés au niveau de réseau 7 ayant une consommation annuelle < kwh et ne disposant pas d un système de Smart Metering kwh kw 2 kvarh 4 Simple ou double tarif 1 Ev. puissance maximale au ¼ h 2 Ev. énergie réactive 4 Relevé 3 : mensuel, trimestriel, semestriel, annuel Pas de mise à disposition Mensuel, trimestriel, semestriel, annuel 3 Le choix -du type de mesure -de la période de relevé -de la mise à disposition des données est de la compétence du gestionnaire de réseau 1 Le gestionnaire de réseau détermine les utilisateurs du réseau chez lesquels un compteur à simple ou à double tarif doit être installé. 2 Le gestionnaire de réseau détermine les utilisateurs du réseau chez lesquels en plus, la mesure de la puissance maximale au ¼ h (kw) est nécessaire. 3 Le gestionnaire de réseau détermine les dates de relevé. 4 Le gestionnaire de réseau détermine les utilisateurs du réseau nécessitant la mesure de l énergie réactive (kvarh). Au point de transition vers le réseau de transport, l énergie réactive doit être impérativement mesurée. Tableau 11: Exigences minimales concernant la mise à disposition des données de mesure VSE / AES HBSM CH, Edition

28 (3) Les instruments de mesure commercialisés pour le décompte énergétique doivent répondre aux exigences de l «Ordonnance du DFJP du 19 mars 2006 sur les instruments de mesure de l énergie et de la puissance électriques». Les exigences minimales sont ainsi définies Groupes de clients (niveau de réseau 7) (1) Les équipements de mesure de Smart Metering doivent être conçus de manière pertinente tant sur le plan technique que sur le plan économique. Afin de répondre à ces besoins, les segments clients peuvent être différenciés comme suit : Groupe 1, Soutirage Soutirage de petites quantités d énergie avec des consommateurs majoritairement ohmiques. Groupe 2, Soutirage Soutirage de petites quantités d énergie avec des consommateurs majoritairement ohmiques et des appareils de chauffage électrique à accumulation de chaleur2 (variante: avec deux compteurs, circuit de mesure général - circuit de mesure chaleur). Groupe 3, Soutirage Soutirage de grandes quantités d énergie active et réactive (> kWh / an) Groupe 4, Soutirage Client souhaitant un prépaiement ou un décompte énergétique direct (pay on demand). Clients mauvais payeurs Groupe 5, Soutirage - Injection Soutirage et Injection de petites quantités d énergie avec des consommateurs majoritairement ohmiques et provoquant peu de répercussions sur le réseau. Groupe 6, Soutirage - Injection Soutirage de petites quantités d énergie avec des consommateurs majoritairement ohmiques et des appareils de chauffage électrique à accumulation de chaleur 2 et provoquant peu de répercussions sur le réseau (variante: avec deux compteurs, circuit de mesure général - circuit de mesure chaleur). Groupe 7, Soutirage - Injection Soutirage de petites quantités d énergie, Injection de grandes quantités d'énergie avec une part d'énergie réactive et/ou provoquant des répercussions sur le réseau. Groupe 8, Soutirage - Injection Soutirage et Injection de grandes quantités d énergie active et réactive (> kWh / an) 2 ou dispositifs futurs destinés au stockage de l électricité ou des véhicules électriques ou à moteur à hydrogène VSE / AES HBSM CH, Edition

29 Groupe 1 Groupe 2 Groupe 3 (> kWh/an) Groupe 4 Groupe 5 Groupe 6 Groupe 7 Groupe 8 (> kWh/an) Etendue des mesures, commandes et informations (1) Les propriétés recommandées du Smart Meter en relation avec les groupes de clients sont définies comme suit: Mesures Soutirage d énergie active x x x x x x x x injection d énergie active x x x x Mesure quatre quadrants x x x Enregistrement de la courbe de charge pour l'affichage locale x x x x x x x x Enregistrement de la courbe de charge dans le compteur ou dans le MUC (transmission à distance x x x x x x x x sur demande) Enregistrement de la courbe de charge pour transmission à x x x distance au GRD Commandes Maxia surveillance locale (limitation de puissance) x x x x x x x x Contact pour délestage à distance (remplacement de la x x x x x x x x télécommande centralisée) Contacteur pour coupure à distance (interruption individuelle pour certains clients) et x x x x x x x x autorisation du réenclenchement Informations Surveillance de la qualité de la tension x x x (Sur demande) Détection des manipulations x x x x x x x x (ouverture et aimant) Valeurs tarifaires x x x x x x x x Multi-fluide (interfaces) x x x x x x x x Possibilité de relever quotidiennement les données x x x x x x x x Tableau 12: Aperçu groupes de clients, mesures, commandes, informations (2) Remarque : les relevés peuvent se faire quotidiennement ou sur demande Qualité du réseau (tension, disponibilité etc.) (1) Les journaux de bord des Smart Meters actuels offrent déjà quantité de valeurs enregistrées : Interruption de tension par phase L1, L2 et L3 Sous-tension / surtension par phase Tentatives de manipulation (alarme couvre-bornes) (2) Ces données doivent toutes être enregistrées et horodatées sous le format JJ/MM/AAAA HH:MM:SS, et pouvoir être consultées à distance par le GRD (LOG-Files). VSE / AES HBSM CH, Edition

30 6.3. Courbes de charge (1) Etant donné qu'il faut s attendre à ce que les politiques exigent que des informations soient disponibles (feedback direct), les équipements de mesure doivent impérativement être capables d enregistrer les courbes de charge et de les conserver durant un certain temps. La courbe de charge doit être enregistrée dans le compteur ou le MUC (période de mesure 15 minutes) (2) Si la courbe de charge (tarification variable) doit être traitée, cela doit se faire de manière centralisée par le GRD et ces informations doivent ensuite être mises à disposition de l acteur du marché. Afin de pouvoir réaliser des enregistrements distincts de plusieurs types de tarifs, le compteur ou le MUC doit disposer de suffisamment de registres. La répartition des tarifs pourrait également se faire à l'aide de la courbe de charge Mesure d énergie active et réactive (1) La MID ne traite pas encore la mesure d énergie réactive. Pour les futurs produits, la MID devra inclure la notion de mesure d'énergie réactive (augmentation du nombre de consommateurs d'énergie réactive etc.). Par conséquent, des efforts doivent être faits dans le sens d'une adaptation à la MID (lois, ordonnances etc.) 6.5. Autres fluides (1) Les appareils et les technologies utilisés par les gestionnaires de réseaux de distribution doivent permettre de traiter d autres fluides / secteurs d activité (gaz, eau, chaleur). Les coûts supplémentaires ainsi générés doivent être clarifiés et répartis entre les acteurs du marché de manière bilatérale. (2) Pour les sociétés multiénergies, l utilisation efficace de la technologie de Smart Metering peut également servir à l'intégration de différents fluides énergétiques (Mutli Utility). Bien qu en Suisse, à l heure actuelle, ce sujet concerne principalement le secteur de l électricité, un certain potentiel de synergies se dessine avec la mise en réseau d autres compteurs (gaz, eau, chaleur). (3) Ainsi, les dépenses pour la transmission commune de données seront supérieures uniquement dans l installation domestique (communication courte distance), car l'intégration des compteurs nécessite des installations et du matériel supplémentaires. La communication longue distance se fera par le même canal qui aurait été utilisé à priori que pour la transmission des données électriques. Les centrales de données (MDM) sont aujourd hui également conçues pour offrir des solutions multi-fluides. (4) Le degré de standardisation des systèmes proposés qui seront mis en place dans le futur déterminera la manière d installaler ou les types de protocoles utilisés. Il est important que tous les compteurs soient dotés d'interfaces permettant de consulter des données par l'intermédiaire d'un système de Smart Metering Gaz (1) Un compteur de gaz (quel qu il soit) mesure la consommation de gaz du client. Le compteur mesure le volume du gaz qui s affiche en mètres cubes. Les compteurs de gaz couramment utilisés dans le domaine domestique n'indiquent qu'un index. Cette valeur peut être lue par un système de Smart Metering. Afin de faire figurer sur la facture une quantité en kilowattheures on obtient cette dernière en multipliant le volume du gaz par le coefficient calorifique. Le compteur mesure le volume normé. (2) En Suisse, les compteurs de gaz utilisés pour calculer la quantité soutirée doivent satisfaire aux dispositions de METAS et être également étalonnés. Celles-ci ainsi que la procédure d évaluation de conformité de la directive européenne sur les instruments de mesure 2004/22/CE (MID) couvrent les domaines suivants : les instruments de mesure de quantités de gaz, les colonnes de distribution de gaz naturel, les dispositifs de conversion (dispositif de conversion d état et de densité), les installations de mesurage des liquides, les instruments de mesure de l énergie thermique. VSE / AES HBSM CH, Edition

31 Eau (1) Les compteurs d'eau froide sont des appareils qui mesurent le volume d eau écoulée en m 3. Les compteurs d eau couramment utilisés dans le domaine domestique n'indiquent qu'un index Chaleur (1) Un compteur de chaleur mesure le débit de l eau chaude et les écarts de températures entre le circuit chauffant aller et circuit de retour. De cette manière, la quantité de chaleur consommée est calculée en gigajoules (GJ) ou en mégawatheures (MWh). Les compteurs de chaleur sont généralement utilisés pour le décompte de chaleur produit de manière centralisée, p. ex. le chauffage urbain ou les centrales de chauffage à distance. Cependant ce marché est limité localement. (2) En Suisse, les compteurs de chaleur utilisés pour calculer la quantité soutirée doivent satisfaire aux dispositions de METAS. Pour les instruments de mesure de l énergie thermique METAS propose également la procédure d évaluation de conformité de la directive européenne sur les instruments de mesure 2004/22/CE (MID) Désignation du point de mesure (1) Dans la mise en place du Smart Metering, les désignations du point de mesure doivent être effectuées (cf. Recommandation de la branche Metering Code Suisse). (2) Nous recommandons la même procédure pour les mesures de gaz, d eau et de chaleur (cf. directive SSIGE G17d, VSE / AES HBSM CH, Edition

32 7. Fonctionnalités supplémentaires 7.1. Fonctions de télécommande centralisée Généralités (1) Grâce aux technologies de télécommande centralisée actuelles, les consommateurs tels les chauffe-eaux électriques, les chauffages à accumulation etc sont enclenchés et déclenchés. et les tarifs peuvent être permutés. Les GRD pilotent ainsi de la charge du réseau. Par ailleurs, la télécommande centralisée permet également d'enclencher et déclencher l'éclairage public. (2) En cas de surcharges de certains tronçons de réseau il n'est pas possible de procéder à un déléstage ciblée de la charge. En fonction de la fréquence, il est possible de procèder à un délestage sous l'autorité de Swissgrid. En outre, la télécommande centralisée permet la commutation externe des tarifs (HT/BT) de la plupart des compteurs domestiques utilisés à ce jour. Le cas échéant, elle permet également la remise à zéro de la puissance maxima par 1/4 d'heure. (3) La technologie de la télécommande centralisée est utilisée quasiment partout en Suisse. La télécommande centralisée par ondes radio en revanche, ne revêt qu une importance marginale. Néanmoins, on utilise de manière isolée des horloges de commutations (versions électroniques ou mécaniques) en lieu et place de la télécommande centralisée. Ainsi, des fonctionnalités identiques à celles offertes par la télécommande centralisée peuvent être fournies. L'inconvénient majeur de cette technologie est qu en cas de changement d'heure, de tarif ou de commande, les paramètres doivent être reprogrammés sur place dans les horloges de commutations. Ils ne peuvent pas être effectués à distance comme avec la télécommande centralisée Commutation des tarifs (1) En règle générale, les commutations tarifaires des smart meters sont effectuées par le biais d une horloge interne et d un programme tarifaire. De ce fait, des modèles multi-tarifs peuvent être implémentés. En cas de modifications tarifaires, de nouveaux programmes de commutation tarifaire (modèles de commutations) peuvent être chargés depuis la centrale vers les compteurs. L activation peut être effectuée journellement Contacteur de charge (1) La télécommande centralisée utilisée aujourd hui sera remplacée par des contacteurs de charge pour commander les charges interruptibles telles que chauffe-eaux électriques, pompes à chaleur, consommateurs pouvant être interrompus (machines à laver avec des verrouillages pour les heures de pointe), etc. (2) Toutefois, les signaux de la télécommande centralisée sont aussi utilisés pour certaines fonctions spécifiques telle que la commande de l'éclairage public. Etant donné que dans ces domaines d applications, il n existe pas forcément partout des Smart Meters, le système de Smart Meter doit aussi être en mesure de proposer un appareil permettant d'assurer cette fonction actuelle du récepteur de télécommande centralisée. (3) En raison du nombre important d éléments à activer précités, il serait judicieux de disposer de plusieurs contacteurs de charge. Comme variantes envisageables, ceux-ci peuvent être soit directement intégré au Smart Meter ou se trouver dans un appareil externe. (4) Le nombre de contacteurs de charge directement intégrés est restreint par l'espace disponible et les coûts de production du compteur. Compte tenu du fait que le Smart Meter ne nécessite plus de commutation externe des tarifs, il est probable que deux contacteurs de charge puissent couvrir la plupart des applications requises. Pour les applications restantes, nécessitant plus d'un contacteur de charge, l'appareil de remplacement pour le récepteur de la télécommande centralisée déjà évoqué est nécessaire. VSE / AES HBSM CH, Edition

33 7.2. Coupe-circuit (1) Le coupe-circuit est un élément de coupure de charge permettant d interrompre la fourniture d énergie après le Smart Meter et de libérer son ré-enclenchement (ré-enclenchement manuel indispensable par le client final lui-même). (2) Pour le coupe-circuit, les fonctions suivantes sont possibles, couvrant des objectifs différents. a) Commande à distance du coupe-circuit, par le système Smart Meter du GRD pour couper puis permettre le réenclenchent de la fourniture. Cette fonctionnalité peut être utilisée lorsque un client notifie un déménagement et demande à cet effet un relevé à une date précise pour l établissement de la facture finale. Ici, le GRD a comme conséquence positif que le nouveau locataire de l'appartement se manifeste généralement rapidement dès la prise de possession des lieux.,. b) Un autre fonction possible grâce au coupe-circuit est l'interruption de la fourniture d énergie en cas de retard de payement. On ignore toutefois si à l avenir les GRD seront encore habilités à faire cela. Il est possible que nous soyons confrontés à la situation suivante: le client règle bien sa facture d'énergie au fournisseur, mais pas son utilisation du réseau auprès du GRD. c) L'utilisation du coupe-circuit peut également servir à des fins de limitation de la puissance. Ainsi, p. ex. il sera possible de développer des produits permettant d attribuer une puissance maximale à un seul client et si la limite est dépassée, le coupe-circuit interrompra la fourniture. Un ré-enclenchement ne pourra être effectué que si le client réduit la puissance conformément à son contrat ou achète le solde de puissance Prépaiement (1) Les lecteurs de cartes à puces pourraient augmenter de manière significative le coût des Smart Meters. C est pourquoi il faudrait intégrer une fonction de surveillance du crédit de manière informatique dans le système de Smart Metering. (2) Par ailleurs, pour l'affichage sur place, d'autres exigences complémentaires s'appliquent. Le client doit pouvoir identifier le crédit restant, connaître la limite de crédit requise éventuelle. Il doit pouvoir savoir quand le compteur sera coupé ou permuté en mode crédit. Pour ce faire, le compteur devra tenir compte de sa consommation habituelle (enregistrée dans le journal de bord) et de sa consommation en cours. (3) Un système de Smart Metering doit proposer au GRD une solution technique afin que les fonctions de prépaiement puissent être utilisées. Dans ce cas, le GRD est responsable du fonctionnement et de la maintenance du Smart Meter à prépaiement. Les surcoûts pour l installation et le fonctionnement d un Smart Meter à prépaiement par rapport à un Smart Meter sans cette fonctionnalité sont à la charge du client. (4) Une fois le paiement acquitté ou le justificatif de paiement apporté par le client, l'autorisation de réenclenchement à distance du compteur à prépaiement doit être possible et est effectuée par le GRD. Exigences techniques supplémanetaires requises pour le système de prépaiement: a) Fonctions de commande à distance pour le GRD: Paramètre financier ([CHF/kWh] basé sur le tarif ou [CHF/jour] sur la durée [jour] ou [heure]) Consultation à distance du montant versé par le client Activation à distance: le GRD autorise au travers du système de Smart Metering la remise en service du compteur.. Le client est responsable de la mise sous tension de son installation. Le réarmement sur place doit être effectuée par le client (p. ex. bouton rouge sur le côté du compteur) Commutation sur «énergie libre» (si le client a payé sa dette) et inversement Une demande de diagnostic à distance du Smart Meter à prépaiement (alarmes, événements, etc.) doit être possible à tout moment. b) Coupe-circuit intégré VSE / AES HBSM CH, Edition

34 c) Informations sur l affichage du compteur: Montant restant (ou «Réserve») en [CHF] et [kwh] (courant, selon la consommation) avant que le compteur soit désactivé. Remarque: Les mêmes informations doivent aussi être disponibles sur le «Inhouse Display» (IHD). Prochaine désactivation prévue, au format JJ/MM/AAAA, HH:MM. Cette date est calculée par le compteur et dépend du montant restant et de la consommation courante «intégrée» d) Périodes programmables sans désactivation automatique p. ex. la nuit et/ou le week-end 7.4. Maintenance à distance et service (1) Le Smart Meter est un compteur électrique intelligent géré par un logiciel. Il convient ici de distinguer trois aspects: a) Firmware. On appelle Firmware (de l anglais «firm» = ferme) un logiciel intégré dans un appareil électronique. L entretien en est assuré de manière continue par les fabricants de compteurs électriques, Il est adapté aux nouveaux protocoles de transmission etc. D un point de vue technique, les firmware des compteurs installés chez les clients finaux peuvent être actualisés au moyen d une opération de maintenance à distance. Pour des raisons de métrologie légale, cette opération n'est pas encore autorisée en Suisse, le contrôle de la version du firmware faisant partie intégrale de l'étalonnage du compteur. Lors de l'étalonnage, la version du logiciel est vérifiée et doit être conforme au certificat d'autorisation et est alors enregistrée. Un assouplissement de cette prescription est évoqué dans le cadre de la révision de la directive européenne sur les instruments de mesure (MID), néanmoins uniquement pour des compteurs dotés d un dispositif de mesure programmé séparément: une modification du firmware ne doit pas affecter la fonction de mesure. De plus, les prescriptions nationales seront adaptées en conséquence pour les compteurs et les fonctionnalités non couverts par la MID.. b) Paramétrage (selon la métrologie légale). Le paramétrage permet de modifier des fonctions de base du Smart Meter telles que le nombre de registres affichés, le type de valeurs énergétiques à mesurer etc. Ce type d intervention est considéré selon les directives de l Office fédéral de métrologie actuellement en vigueur, comme une modification de la fonction de mesure du compteur électrique. Ce genre de modification de paramètres n est autorisé dans le réseau de distribution que si le compteur est exploité conformément au certificat d étalonnage (information disponible auprès du laboratoire de vérification). Les fonctions du compteur ne figurant pas dans le certificat d étalonnage ne peuvent pas être activées. c) Dispositif de mesure (selon la métrologie légale) Les modifications du paramétrage dans le dispositif de mesure requièrent un changement de compteur et nécessitent un nouvel étalonnage du compteur. (2) La maintenance à distance permet de traiter des problèmes du Smart Meter et d'effectuer les mises à jour du logiciel. L utilisation de cette fonction n'est pas autorisée actuellement ou fortement restreinte. VSE / AES HBSM CH, Edition

35 8. Visualisation des données Figure 6: Schéma du principe de la visualisation 8.1. Systèmes de feed-back (1) Le système de feed-back permet au consommateur final de prendre connaissance de sa consommation d énergie à intervalles réguliers ou de manière continue et d'adapter en conséquence son comportement en matière d énergie en consommant moins ou en décalant sa consommation à d'autres moments; cela lui permet ainsi de réaliser des économies d'énergie et par conséquent des économies financières. Les systèmes de feed-back reposent sur différents concepts et différentes technologies et ainsi peuvent être techniques ou purement organisationnels. Informations régulières pour les clients (factures, statistiques etc.) Portails Internet Affichages domestiques (Inhouse-Display (IHD)) Applications mobiles (2) Actuellement, le nombre de nouveaux fournisseurs de systèmes de feed-back innovants est en pleine expansion. Ils proposent toujours plus de produits qui se distinguent de ceux du GRD.. Ce sont des solutions basées sur des portails Internet, des logiciels ou des Smartphones etc. Il existe également des combinaisons de plusieurs composants et de différents concepts. On distingue deux types de concepts de base Système de feed-back direct (1) Une information directe est fournie au consommateur final, elle reflète son comportement de consommation. Les données disponibles sont traitées localement. Le feed-back s effectue via l affichage du compteur, l affichage sur un appareil externe ou l affichage en local dans l appartement du client... Ce feed-back est géré par un appareil et peut traiter une grande VSE / AES HBSM CH, Edition

36 quantité de données sur place. Une liaison de communication vers le GRD n'est pas nécessaire avec un système de feed-back direct Compteurs (1) La solution la plus simple, néanmoins très inconfortable, est le feed-back directement sur le compteur. Les informations disponibles sur l affichage d un simple compteur électrique sont très restreintes: Puissance actuelle [W] ou [kw] Etat actuel du compteur (index) Affichage domestique (Inhouse-Display) (1) Les affichages domestiques (IHD) sont reliés au compteur vers le domicile par connexion câblée, par le réseau électrique (PLC) ou par radio. Ils doivent afficher les valeurs de consommation suivantes (exigences minimales): Puissance actuelle [W] Courbe de charge journalière [kwh] par ¼ d heure ou/et par heure Courbe de charge hebdomadaire [kwh] avec les valeurs journalières Valeurs de consommation historiques, jour, semaine ou mois PC ou appareil mobile (1) Les mêmes informations que celles affichées dans l appartement par l Inhouse-Display peuvent être directement consultées sur un PC ou via un terminal mobile installé directement sur le compteur ou sur un appareil supplémentaire près du compteur (MUC, Meter Server etc.). Pour cela, on a besoin d une infrastructure de communication dans le domicile (LAN domestique ou PLC), voir Système de feed-back indirect (1) Les informations contenues dans le compteur sont transmises du compteur au GRD, celui ci les prépare et les met à disposition du consommateur final via un système de communication électronique ou par courrier. Cette communication peut se faire par un portail Internet, un terminal mobile, la TV, une facture informative, une information de consommation, par SMS ou par . (2) Le consommateur final reçoit sur son IHD (Inhouse-Display) ou par Internet, les avis du fournisseur d énergie ou du GRD. Le GRD met dans ce cas à disposition l'infrastructure requise pour le compteur et l'ihd ainsi que les canaux de communication nécessaires pour les acteurs du marché liés contractuellement Facture (en ligne ou papier) (1) La facture doit au minimum comporter les valeurs de consommation par tarif de la période de décompte considéré. D'autres éléments sont possibles en option: Courbes de charge (journalières) Comparaison avec la période de facturation précédente ou une autre période Portail Internet via PC (1) Le consommateur final peut, via un portail Internet, consulter ses données de consommation sous forme de courbes de charge par ¼ d heure et les traiter à l'aide d'un outil informatique (p. ex. Excel). D'autres éléments sont possibles en option: Téléchargement de courbes de charge historiques Impression de graphiques et de tableaux de valeur Traitement de données dans le but d optimiser la consommation Service d optimisation d énergie Conseil d économie d électricité Indication sur les coûts de l énergie électrique consommée [kwh] (tarification flexible) VSE / AES HBSM CH, Edition

37 Emission CO2 de la source d'énergie utilisée Comparaisons de consommation par rapport à un modèle défini Terminal mobile (1) Les mêmes informations que celles consultables sur PC peuvent également être consultées via un terminal mobile dans la mesure où l infrastructure de communication correspondante existe (WLAN, GPRS). VSE / AES HBSM CH, Edition

38 9. Bases économiques 9.1. Coûts (1) Il n est pas possible de chiffrer de manière fiable les coûts de déploiement en [CHF], car les premières expériences avec les smart meters en Suisse se font par le biais d essais-pilotes et les données qui en découlent ne sont pas disponibles. L exploitation de systèmes de Smart Metering sera dans la plupart des cas économiquement rentable que s il est appliqué à large échelle. Il convient donc de remplacer tous les compteurs d une zone de desserte et de les amortir en conséquence. De cette manière, la valeur d acquisition du parc de compteurs sera amortie en peu de temps. (2) Les coûts et leur répartition dépendent du concept d'utilisation choisi (système propre ou prestation fournie par des tiers), du mode d exploitation des quantités déployées ou de la topologie du réseau Coûts initiaux et coûts d investissement (1) Les coûts initiaux et les coûts d investissement sont générés dans les domaines suivants: Equipements IT Licences pour les logiciels (systèmes et bases de données) Interfaces avec les systèmes environnants Equipements déployés dans le terrain (concentrateurs de données, compteurs, dispositifs de commande, Gateway etc.) Infrastructure de communication / sécurité IT Mise en œuvre / modification de la place de mesure / station transformatrice Coûts de projet Mesures de réorganisation et de restructuration Coûts d'exploitation (1) Les coûts de fonctionnement auront tendance à augmenter et sont générés dans les domaines suivants: a) Matériel (exploitation et maintenance) b) Logiciel (maintenance et mises à jour) c) Support d) Communication e) Coûts de processus entre autres Gestion des données de mesure Coûts d'étalonnage et d'administration des lots de sondage Commandes tarifaires Changement de fournisseur / clients Facturation Encaissement Remplacement d appareil Gestion des pannes Répartition des coûts (1) Comme le démontrent les quelques analyses coûts/bénéfices, les avantages procurés par le Smart Metering ne peuvent pas couvrir les coûts d'un seul acteur du marché. C est pourquoi le financement en vue d un déploiement à large échelle du Smart Metering doit être réparti entre les GRD et les clients. Afin de simplifier la mise en œuvre, les GRD devraient être VSE / AES HBSM CH, Edition

39 autorisés à ce que tous les coûts qui en découlent puissent leur être imputés, respectivement qu ils soient considérés comme coûts non influençables Les bénéfices pour les EAE (1) Avec le Smart Metering, l EAE peut tirer les bénéfices suivants, indépendamment de sa structure de l entreprise et du concept d utilisation de Smart Metering choisi : Informations transparentes sur le soutirage d énergie, la puissance et les coûts des produits comme des tarifs «économiques», «en soirée», «écologiques», etc. peuvent être mis en œuvre de manière flexible. Prestations supplémentaires: conseil énergétique, surveillance de la sécurité, technique de bâtiment etc. Economie sur les relevés (surtout en cas de facturation mensuelle ou à échéance fixe plutôt marginale en cas de facturation annuelle) Déménagements et lieux de consommation inoccupés Processus de changement de fournisseur Créances de débiteurs Plus de problèmes en matière d estimations Gestion permanente de la charge Gestion de la charge afin de respecter les prévisions Remplacement possible de la télécommande centralisée Comportement la consommation par rapport aux prévisions 9.3. Les bénéfices pour les clients (1) Les clients de l'eae pourraient tirer bénéfices des possibilités suivantes: Transparence et informations concernant leur propre profil de consommation Transparence lors de changement de profil de consommation Facturation suivant de près la consommation Transparence concernant les données de consommation mensuelles, jusqu au profil de consommation journalier Détection des consommateurs «cachés» et de gros consommateurs inhabituels Tarifs récompensant les comportements de consommation rationnelle (efficience énergétique) Utilisation de nouveaux produits (domotique, Smart Living) VSE / AES HBSM CH, Edition

40 Chances Risques 10. Mise en œuvre (déploiement) Généralités (1) Les raisons pouvant inciter un GRD à procéder à un déploiement du Smart Metering peuvent être, notamment: Nouvelle ordonnance concernant les informations des clients finaux, économie d'énergie etc. Nécessité fonctionnelle pour la gestion et la surveillance des charges Nouveaux modèles tarifaires plus attrayant pour une fidélisation de la clientèle Gestion des clients changeants en cas de libéralisation totale du marché Parc de compteurs vieillissant, expiration proche des délais d étalonnage Souhait des clients. (2) Le GRD est préoccupé par les questions suivantes: «Quel est le bon moment pour introduire du Smart Metering» et «Quels sont les risques qui y sont liés?»: En cas d introduction prématurée En cas d introduction tardive En cas de projet pilote, de déploiement Stratégies de mise en œuvre (1) Le tableau ci-dessous illustre les différentes stratégies de mise en œuvre de Smart Metering (Source Soptim-Business Consult) Comportement attentiste Description Une attitude attentiste est adoptée (rôle du marché passif) Pas d'offre de produits de vente d'énergie basé sur du Smart Metering Pas de modification organisationnelle Pas d adaptation de processus ni d interfaces Pas d automatisation du flux de processus Motivation Situation juridique peu claire Répartition des coûts des investissements de Smart Metering peu claire Interopérabilité manquante Trop peu de pression du marché A court terme Economie des investissements de Smart Metering Flexibilité en matière de nouvelles technologies et de progrès techniques Ouverture en matière d exigences légales A long terme Avantages de l expérience d autres EAE A court terme Pas de signification dans l'opinion publique Perte de savoir-faire en matière de création de valeur et de production A long terme Savoir-faire lacunaire et avantages concurrentiels Dépendance à des prestations externes "Achat» de l'expérience ou de l'étape de création de valeur (externalisation) Perte d image. Tableau 13: Stratégie de mise en œuvre du Smart Metering «Attitude attentiste» VSE / AES HBSM CH, Edition

41 Chances Risques Chances Risques Projet pilote (1) L'approche du Smart Metering au travers d'un projet pilote est recommandée selon la taille du réseau et de l'entreprise. Jusqu à présent, les expériences montrent que les obstacles majeurs se situent au niveau des dépenses initiales du système. Le déploiement qui en découlera sera alors planifiable et réalisable de manière relativement aisée. Description Rôle actif du marché Collecter des l'expériences, préparer l avenir Sélectionner les zones test définies Tester différentes technologies Tester les différentes stratégies de produits et leur commercialisation Tester l adaptation des processus et des interfaces Vérifier l automatisation du flux de processus Motivation Les expériences du projet pilote peuvent être exploitées dans le déploiement afin de prendre la bonne décision d'investissement Mesurer chez les clients leur acceptation et le leurs comportements Se préparer aux exigences légales Attirer l'attention dans l opinion publique Phase de transition pendant un certains temps jusqu'à ce que les conditions-cadres sur le plan politique, technique et de la distribution se soient consolidées Développement / innovation de produits de la part de l organisation de la commercialisation Concurrent Engineering, c.-à-d. développement technique permanent impliquant l EAE A court terme Collecter de l expérience avec les nouvelles technologies (interopérabilité) Développer le savoir-faire et le préserver Participation aux développements du Smart Metering Renforcer sa position de marché et sa position concurrentielle A long terme Développement des compétences Positionnement sur le marché Transfert des expériences des projets pilote afin de satisfaire aux prescriptions légales A court terme Investissements dans les projets pilotes Limitation aux zones de test Eventuellement, manque d'intégration active dans les processus et interfaces de l entreprise A long terme Le cas échéant, perte d image en raison de la limitation de la zone test et de la mise en œuvre de technologies pas encore mûres Tableau 14: Stratégie de mise en œuvre du projet pilote de Smart Metering Déploiement Le déploiement global veut être mûrement réfléchi et planifié car il nécessite momentanément un besoin en ressources considérable. Description Déploiement de Smart Meters à large échelle Prendre un rôle de précurseur Automatisation du flux de processus Promotion du développement technique Motivation Offre de nouveaux produits (p. ex. nouveaux modèles tarifaires) Optimisation des coûts et des processus globales Utilisation du Smart Metering pour: Les prévision de consommation Accéder à des données de consommation Relevé à distance déclencher /enclencher A court terme Approfondir le savoir-faire Fidéliser la clientèle A long terme Gagner des parts de marché Assurer l avenir Augmentation des effets d échelle Efficacité des processus A court et long terme Se fixer trop précocement sur des technologies Mauvais investissement dans des technologies qui ne s'établiront pas En cas de décisions erronées «mauvaise presse» Tableau 15: Stratégie de la mise en œuvre du déploiement du Smart Metering VSE / AES HBSM CH, Edition

42 10.3. Planification et organisation de la mise en œuvre Adaptation de l infrastructure (1) Les EAE devraient répertorier, avant le déploiement, tous les «types d'emplacement de mesure» et connaître leurs caractéristiques (nombre de compteurs, types des mesures, utilisation de la télécommande centralisée etc.) pour le changement de compteurs. L objectif est d évaluer le temps requis pour la modification des emplacements de mesure et le matériel requis par emplacement de mesure. Ainsi, des standards pourront être définis permettant de rationaliser le changement de compteurs. Les réflexions théoriques doivent être vérifiées dans le cadre d un projet pilote Mesures à prendre en vue d'une acceptation par les clients (1) L adhésion des clients vis-à-vis d un nouveau système constitue un facteur de succès important pour un déploiement réussi, permettant d'exploiter pleinement les avantages procurés. Il faut tenir compte du fait que les clients ayant plutôt un préjugé négatif vis-à-vis de la technologie moderne, empêcheront ou retarderont l'accès à leurs installations. Il est conseillé dans tous les cas d informer les clients suffisamment tôt et de manière adaptée des changements à venir ainsi que des possibilités qui s offrent à eux (avantages pour le client) suffisamment tôt et de manière adaptée. VSE / AES HBSM CH, Edition

43 11. Perspectives d avenir De nouveaux produits commerciaux avec le Smart Metering (1) Dans le futur, le Smart Metering peut apporter une contribution importante à la mise en œuvre d une stratégie de vente réussie. Dans un marché où la concurrence est de plus en plus rude, marqué par la différentiation des offres, le Smart Metering offre aux fournisseurs d énergie, grâce à ses fonctions complémentaires, de nouvelles opportunités de marketing ciblé par types de clientèle.. Il devient ainsi possible de développer et de proposer des packs de produits. Il s agit en première ligne d options de produits telles que a) Des tarifs variables en fonction des heures et de la charge b) Des services de valeur ajoutée complémentaires Systèmes de feed-back Domotique (Smart Home) (2) La technologie de Smart Metering fait l objet de développements continus, et elle offre de nouvelles prestations de services pour les clients finaux Smart Grid (1) La branche de l électricité se trouve face à un défi de taille. Il s agit de l approvisionnement en électricité en quantité suffisante et de manière sûre. Ce n est plus, depuis longtemps, un sujet local mais bel et bien une thématique globale. Les grandes centrales de productions d électricité, ainsi qu une consommation toujours croissante et une production de plus en plus décentralisée nécessitent d'autres modèles d'exploitation pour les réseaux et les installations. (2) La branche et la politique sont tenues de trouver des moyens permettant d'organiser et de gérer l'offre et la demande de manière efficace et ciblée. Les grandes centrales, les énergies décentralisées alternatives comme le photovoltaïque, l éolienne, la biomasse etc., les centrales de charge de pointe (turbines à gaz, centrale de pompage-turbinage) et bien entendu les consommateurs devront à l avenir être connectés intelligemment. Le concept Smart Grid et les technologies existantes assureront cette tâche à l'avenir. (3) Chaque fournisseur d énergie devrait intégrer la thématique Smart Grid dans ses réflexions stratégiques. Les fournisseurs d énergie précurseurs et tournés vers l'avenir seraient bien inspirés d'engager dès à présent une réflexion sur le Smart Metering et sur Smart Grid. La branche est habituée depuis plusieurs décennies à planifier en anticipant, en réfléchissant et en privilégiant les solutions durables Revendications (1) Les exigences posées aux fabricants et aux fournisseurs de systèmes logiciels et de composants systèmes (technique implantée sur le terrain) sont particulièrement élevées. On exige d eux une plus grande flexibilité et plus d'ouverture afin de pouvoir garantir le plus rapidement possible l'interopérabilité requise de tous les composants systèmes Les systèmes propriétaires déjà utilisés dans les systèmes existants, doivent s ouvrir et prendre en charge les standards. VSE / AES HBSM CH, Edition

44 Références ESMA "European Smart Metering Alliance", London, Illustration 1: «Niveau de l'introduction sur le marché des Smart Meters au sein de l'union Européenne» SBC Soptim-Business Consult, Essen, Tableaux 8, 9, 10 et 11, «Stratégies en réaction au «Smart Metering» Plan d action pur l efficacité énergétique Commission européenne, 19 octobre 2006 Smart Metering für die Schweiz Potenziale, Erfolgsfaktoren und Massnahmen für die Steigerung der Energieeffizienz OFEN Office fédéral de l énergie, Berne, 17 novembre 2009 Directive de l UE 2004/22/EG, Appareils de mesure Parlement et Conseil Européens, 31 mars 2004 Directive de l UE 2006/32/EG, Energieeffizienz und Energiedienstleistungen, Art. 13 Parlement et Conseil Européens, 5 avril 2006 Directive de l UE 2009/72/EG, Gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt, Anhang 1 Parlement et Conseil Européens, 13 juillet 2009 Directive de l UE 2006/32/EG, Energieeffizienz und Energiedienstleistungen, Art. 11 Parlement et Conseil Européens, 5 avril 2006 Constitution fédérale du 18 avril 1999 (Etat au 1er janvier 2011) Confédération Suisse Ordonnance sur l approvisionnement en électricité du 14 mars 2008 (OApEl) Confédération Suisse The Dutch Standard for Smart Metering (DSMR/NTA8130) Niederländische Netzgesellschaft (ENBIN), avril 2007 Lastenheft MUC - Multi Utility Communication, Version 1.0, August 2009 VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.v Directive SSIGE G17f Société Suisse de l Industrie du gaz et des eaux SSIGE VSE / AES HBSM CH, Edition

45 Sommaire «Bases juridiques» Les bases, lois et ordonnances mentionnées ci-après (liste non exhaustive), font partie intégrante du présent manuel: RS Loi fédérale du 19 juin 1992 sur la protection des données (LPD) (Mise à jour 1 er janvier 2008) RS Ordonnance du 14 juin 1993 relative à la loi fédérale sur la protection des données (OLPD) (Mise à jour 1 er janvier 2008) Convention européenne des droits de l homme: Convention de sauvegarde des droits de l homme et des libertés fondamentales RS Loi sur l énergie (LEne) RS Ordonnance sur l énergie (OEne) RS Loi fédérale concernant les installations électriques à faible et à fort courant (LIE) RS Ordonnance du 30 mars 1994 sur les installations électriques à courant fort (Ordonnance sur le courant fort) RS Ordonnance du 9 avril 1997 sur les matériels électriques à basse tension (OMBT) RS Ordonnance sur les installations électriques à basse tension (Ordonnance sur les installations à basse tension, OIBT) RS Ordonnance du 30 mars 1994 sur les lignes électriques (OLEI) RS Loi sur l approvisionnement en électricité (LApEl) RS Ordonnance sur l approvisionnement en électricité (OApEl) RS Ordonnance de l Office fédéral de la communication sur les installations de télécommunication RS Loi fédérale sur la métrologie RS Ordonnance sur les instruments de mesure SR Ordonnance sur les instruments de mesure de l énergie et de la puissance électriques Par ailleurs, les directives et les normes ainsi que le modèle de marché pour l énergie électrique - Suisse (MMEE-CH) issues des ordonnances prévalent. VSE / AES HBSM CH, Edition

46 Glossaire Terme Bluetooth Description / Fonction Bluetooth est un standard industriel pour la transmission radio courte distance entre appareils (WPAN). Bluetooth constitue l interface permettant aux petits appareils comme les téléphones mobiles, les PDA ou encore les ordinateurs et périphériques de communiquer entre eux. Bluetooth vise principalement à remplacer les liaisons câblées entre appareils. Les appareils dotés de Bluetooth émettent dans une bande de fréquence entre 2,402 GHz et 2,480 GHz ne nécessitant pas de concession. Classes et portées Classe Puissance max. Puissance max. Portées en extérieur Classe mw 20 dbm env. 100 m Classe 2 2,5 mw 4 dbm env. 10 m Classe 3 1 mw 0 dbm env. 1 m EIB Le bus d installation Européen est un standard selon la norme européenne EN pour la domotique. Dans sa version actuelle il est un standard KNX. GB / RGB CCF CS DSL LON Groupe-bilan / Responsable de groupe-bilan Couplage chaleur-force Current loop serial interface = Interface de boucle de courant. Une méthode de transmission sérielle utilisant une boucle de courant. Les boucles de courant offrent un meilleur rapport signal/bruit que les systèmes basés sur la tension ce qui signifie qu'ils sont extrêmement résistants aux perturbations. Digital Subscriber Line. Il s agit d un raccordement numérique pour l Internet à large bande avec des taux de transmission allant jusqu à 500 MBit/sec. Le taux de transmission Internent réel dépend toutefois du serveur d accès Internet. Le «Local Operating Network» (LON) est un bus de champ qui est principalement utilisé en domotique. LONTALK Le protocole de communication LonTalk est celui du bus LON Modbus Modbus est un protocole de communication utilisé pour des réseaux d'automates programmables. Il fonctionne sur le mode maître / esclave. Il a été introduit en 1979 par Gould-Modicon pour la communication dans leurs automates programmables. Etant donné que le Modbus est un protocole ouvert, il s est dé-facto développé en un standard dans l industrie PLC LAN M-Bus Le terme de Powerline Communications (PLC) ou Courants Porteurs en Ligne (CPL) recouvre de nombreuses possibilités d'applications intéressantes qui utilisent le réseau électrique comme support de transmission à des fins de communication et de commande. La technologie PLC peut ainsi offrir un complément, ou dans certains domaines, une alternative possible aux produits de télécommunication actuels et futurs. Par ailleurs, en complément des produits PLC à bande étroite existant depuis longtemps déjà, tels que les baby-phones ou les produits destinés à étendre un raccordement téléphonique analogique dans une maison, on trouve depuis quelques années sur le marché de plus en plus d'applications à large bande. On distingue souvent outre les PLC bande étroite / large bande également le PLC-Access et le PLC-Inhouse. Réseau local (Local Area Network) M-Bus (Meter-Bus) est un bus de terrain destiné à la saisie des données de consommation. La transmission s effectue en mode série sur une ligne bifilaire protégée contre l'inversion de polarité entre les slaves (équipements de mesure) et un master. MDM / EDM Le système de gestion des données de mesures (en anglais MDM), respectivement le système de gestion des données énergétiques (EDM), constituent le lien entre le traitement des données de processus et le traitement des informations à l échelle de l entreprise. Ils traitent en effet les données de consommation des différents points de fourniture pour les autres acteurs du marché, utilisateurs externes et autres prestataires de mesures. Le système de gestion des données peut être considéré comme un automate de calcul qui met à disposition ses résultats provenant d autres applications par le biais de réseaux de communications. Comme par exemple le traitement des données pour les programmes prévisionnels ou la préparation des données relevées électroniquement en vue de la VSE / AES HBSM CH, Edition

47 facturation. MUC S0 GRD WPAN WAN MUC est l'abréviation de Multi-Utility-Communication: afin de pouvoir répondre dans le futur aux exigences des différents rôles du marché libéralisé (production, distribution, vente, exploitant des places de mesure, prestataire de mesure, client privé etc.) de manière rentable, une standardisation à large échelle des interfaces (matériel, logiciel, processus). Les raisons motivant la définition de ce standard s expliquent par le fait que l introduction de nombreuses nouvelles interfaces et les surcoûts qui en découlent ne peuvent être contré-balancés que par des processus optimisés (acquisition des données, mise à disposition, tarification flexibles,...). La plateforme de référence Multi-Utility-Communication (MUC) est la réponse à un besoin de création d un standard qui intègre des normes et concepts existants ainsi qu à créer des directives complémentaires nécessaires. Un contrôleur MUC relie en tant qu unité centrale les équipements terminaux (compteurs, capteurs, actuateurs) au moyen d interfaces de transmission à longue distance ainsi que les unités de visualisation du client final. L interface S0 (sortie d'impulsions à transistor) transmet des impulsions d'une valeur donnée aux appareils externes. La longueur des impulsions et la constante d'impulsion peuvent être paramétrées. Gestionnaire du réseau de distribution Wireless Personal Area Network, Réseau personnel sans-fil fonctionnant généralement sur de courtes distances via Bluetooth entre des appareils, p. ex. téléphones mobiles et PDAs, mais aussi entre PC et appareil(s) périphérique(s). Réseau étendu (Wide Area Network) s étendant sur une très grande surface géographique, contrairement à un réseau WLAN, LAN etc. Terme WLAN ZigBee Description / Fonction Wireless Local Area Network («réseau local sans fil» Wi-Fi, Wireless LAN, W-LAN, WLAN) est un réseau radio local le plus souvent basé sur un standard IEEE Contrairement au Wireless Personal Area Network (WPAN), les WLAN disposent d une plus grande puissance émettrice ainsi qu une plus grande portée et offrent généralement des taux de transmission supérieurs. Le réseau peut se présenter de manière similaire à un réseau radio: un routeur sans fil ou un Access Point assure la coordination de toues les autres nœuds du réseau (clients) Etant donné qu'un WLAN utilise le même concept d'adressage qu Ethernet, il est possible, via un Wireless Access Point avec raccordement Ethernet, d établir très facilement une connexion vers les réseaux câblés. Pour les réseaux sans fil, les bandes de fréquence de 2,4 GHz à 2,4835 GHz ainsi que 5,15 GHz à 5,725 GHz ont été libérées ZigBee est un standard ouvert de réseau radio permettant à des appareils domestiques, des capteurs, etc. d être connectés sur de courtes distances (10 à 100 mètres). ZigBee est en mesure d utiliser la bande 2,4 GHz ou la bande 868 MHz. VSE / AES HBSM CH, Edition