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Introduction

Le compteur évolué est un sujet qui mobilise beaucoup d’attention et suscite de nombreuses questions. Plusieurs projets sont déjà à l’étude dans les pays de l’Union européenne, certains n’étant encore qu’à l’étape de la réflexion tandis que d’autres sont déjà mis en œuvre, en Italie notamment depuis 2000.
Le compteur évolué joue un rôle prépondérant dans le déploiement progressif des Smart grids. Il s’agit là véritablement d’une des premières briques, notamment, pour la maîtrise de l’énergie (MDE) et le développement et la stimulation de la concurrence.
Ce dossier a vocation à répondre aux questions suivantes : dans quel contexte sont-ils déployés ? Quelles sont les fonctions de ces compteurs et quels en sont les avantages ? Quels sont les projets de comptage évolué menés actuellement en Europe et dans le monde et quels sont leurs résultats ?

Pour répondre aux nouveaux modes de production et de consommation d’électricité, les gestionnaires de réseaux doivent adapter leurs réseaux pour les rendre plus intelligents.
En effet, les énergies de sources renouvelables se développent, avec comme conséquence une production d’électricité de plus en plus décentralisée et variable. En parallèle, la hausse du niveau de la consommation et l’émergence de nouveaux usages, tels que la pompe à chaleur ou le véhicule électrique, alors même que la capacité d’acheminement reste limitée, suscite des interrogations. Etant donné que le réseau public de transport de l’électricité est déjà intelligent, l’enjeu se situe essentiellement sur les réseaux publics de distribution. C’est pourquoi les Smart grids devront permettre de gérer les flux d’énergie sur ces réseaux entre ces nouvelles productions et consommations. Pour cela, les systèmes de comptage évolués (Smart metering) seront un élément essentiel des réseaux électriques, comme les capteurs situés sur l’ensemble du réseau, les actionneurs permettant d’isoler certaines parties du réseau ou au contraire d’y injecter des productions locales, les systèmes d’informations et les réseaux de communication.

La modernisation des compteurs s’inscrit logiquement dans le contexte de l’évolution des marchés de l’énergie et des usages de consommation. Dans ce cadre, le déploiement généralisé de systèmes de comptage évolués constitue, en électricité comme en gaz naturel, un enjeu majeur et structurant sur le long terme, pour l’ensemble des pays européens. La directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, encourage notamment la mise en place des Smart grids et de compteurs intelligents, afin de contribuer à la réduction de la facture énergétique européenne et des émissions de gaz à effet de serre (GES).

Pour en savoir plus :

Le contexte réglementaire du développement des systèmes de comptage évolué



Les caractéristiques du comptage évolué en électricité

Deux niveaux de dispositifs de comptage évolué peuvent être distingués :

  • l’Automated Meter Reading (AMR) consiste en un télé-relevé automatisé. C’est un dispositif qui permet une remontée d’information du compteur vers l’opérateur du comptage ;
  • l’Automated Meter Management (AMM) correspond à un AMR complété de prestations complémentaires. Il consiste en l’automatisation des prestations techniques manuelles liées au comptage (mise en service, changement de puissance, etc.). C’est un dispositif qui permet une communication bidirectionnelle entre le compteur et l’opérateur de la solution de comptage.

Nota bene : L’Advanced Metering Infrastructure (AMI) n’est pas à mettre sur le même plan que l’AMR ou l’AMM. Elle désigne l’ensemble des composants et architecture technique du comptage évolué pour permettre le fonctionnement d’AMM.

1. Présentation d’un modèle de système de comptage évolué

Un système de comptage évolué implique, d’une part, la mise en place de compteurs communicants capables de stocker les informations résultant des mesures d'énergie et, d’autre part, l’établissement de systèmes de transmission de données permettant la circulation rapide et fiable des informations contenues dans les compteurs entre les utilisateurs, les gestionnaires de réseaux et les fournisseurs.

Schéma d’un modèle couramment retenu pour un système de comptage évolué en électricité
Source : CRE

Dans les faits, le compteur est doté de capacités de communication bidirectionnelle (transmission et réception des informations) et permet la relève à distance ainsi que le pilotage de la fourniture d’énergie.
Comme le montre le schéma ci-dessus, la communication s’effectue entre un ensemble de compteurs installés chez les utilisateurs et un concentrateur localisé à proximité dans le poste de distribution publique, via la technologie du Courant Porteur en Ligne (CPL), qui rassemble ces données pour les transmettre au gestionnaire de réseaux. À chaque compteur et concentrateur est associé un modem CPL qui code et décode les données en un signal électrique et les superpose au courant électrique à 50 Hertz.
Ensuite, au niveau des concentrateurs, les données sont codées sous format numérique, puis transmises au système informatique du gestionnaire de réseau par l’intermédiaire du réseau de téléphonie GPRS ou GSM.

Le système informatique du gestionnaire de réseaux est accessible par les fournisseurs d’énergie qui reçoivent régulièrement les données de comptage de leurs clients pour la facturation de l’énergie. Lors de la signature du contrat de fourniture, le consommateur accepte que son fournisseur ait accès à ses différentes données nécessaires pour la bonne exécution de ce contrat (puissance souscrite, volume de consommation, données de qualité, courbes de mesure, etc.).

Le schéma ci-dessous représente les relations entre le consommateur, le fournisseur et le gestionnaire de réseaux.


Schéma des compteurs électriques évolués
Source: CRE


2. Les principales fonctionnalités des systèmes de comptage évolués

Afin de répondre aux exigences européennes, les compteurs évolués doivent être capables d’assurer :

  • la relève des données du compteur à intervalle régulier ;
  • la télérelève des données du compteur à partir d’un système d’informations situé à distance ;
  • la gestion de compteurs à distance (réduction de la puissance, coupure, gestion de la demande) par le gestionnaire de réseau de distribution ;
  • la mesure de la consommation et, le cas échéant, de la production décentralisée ;
  • la gestion à distance des paramètres du compteur tels que les structures tarifaires, la puissance contractuelle, les intervalles de relève du compteur par les fournisseurs ;
  • le transfert à distance des messages des acteurs du marché pour le client (consommateur/producteur) comme, par exemple, les signaux tarifaires ;
  • l’affichage des informations sur le compteur et/ou un téléreport à partir de la télé-information client (TIC) installée ;
  • un port de communication principal permettant le transfert d’informations via le GPRS, le GSM ou le CPL ;
  • la mesure de la qualité (y compris la continuité de l’approvisionnement et la qualité de tension).


Fonctionnalités du compteur Linky d’ERDF
Source : CRE et ERDF

Quelques définitions à propos des fonctionnalités du compteur Linky d’ERDF :

Les index de consommation

Un index sert à mesurer la quantité d’énergie consommée dans le logement pour la facturation. L’énergie consommée est mesurée en permanence, mais son prix peut varier selon les périodes de la journée, de la semaine ou du mois. Pour chaque période tarifaire, on utilisera un index différent. Il peut y avoir, par exemple, un double index "Heures Creuses" / "Heures Pleines".
Les index sont aujourd’hui relevés deux fois par an par les gestionnaires des réseaux publics de distribution, puis transmis aux fournisseurs d’électricité.

Le compteur Linky permettra de disposer de 10 index pour les fournisseurs. Ces index seront mesurés, à un pas de 30 minutes par défaut, et relevés à distance une fois par jour. Cela permettra aux fournisseurs, grâce à cette information, d’établir une facturation sur la consommation réelle et non à partir d’une consommation estimée établie sur la base d’historiques de comptage. Il leur permettra également de construire des offres et des services diversifiés, mieux adaptés aux besoins des consommateurs.

Les contacts paramétrables et la gestion de 7 contacts externes supplémentaires

La fonction d’un contact est d’actionner ou d’interrompre des appareils à des moments différents de la journée à partir d’un signal tarifaire. Les compteurs « bleu » existants ne possèdent qu’un seul contact, ce qui signifie qu’ils pilotent de manière simultanée et indifférenciée tous les appareils qui sont associés au fonctionnement de ce contact. Le compteur Linky sera doté de sept contacts supplémentaires (par exemple, l’un pour le ballon d’eau chaude sanitaire, le deuxième pour la pompe à chaleur et cinq autres pour le chauffage électrique, selon les différentes zones de chauffage, telles que la chambre, la salle-de-bain, etc.) permettant de piloter les appareils en fonction des grilles tarifaires. Un seul contact sera interne au compteur, les sept autres étant externes à celui-ci, et positionnés au niveau du système de communication aval. Ces contacts externes sont tous gérés par le compteur.

La gestion de la pointe mobile

Lors d’une contrainte sur le réseau, due à une forte pointe de consommation, une information est envoyée la veille au client ayant souscrit l’option "Effacement Jour de Pointe" (EJP) afin que, le lendemain, celui-ci consomme le moins d’électricité possible (par exemple, en baissant son chauffage électrique).
Avec le compteur Linky, la gestion de la pointe mobile sera simplifiée. Elle se fera notamment sur une plage horaire et non sur une journée et pourra s’appuyer sur le pilotage des appareils via les huit contacts paramétrables.

L'interrupteur pour la coupure de l'alimentation

Le disjoncteur protège l’installation électrique en cas de défaut et se déclenche, lorsque la puissance souscrite est dépassée, entraînant alors une coupure d’électricité.
Avec l’interrupteur intégré dans le compteur Linky, la fixation (ou le paramétrage) de la puissance souscrite pourra se faire à distance, sans entraîner par conséquent de coupure et le déplacement d’un agent pour le rétablissement de l’électricité.
De plus, le consommateur pourra souscrire une puissance plus proche de sa consommation réelle (par pas de 1 kVA) alors qu’aujourd’hui il n’a le choix qu’entre 3, 6, 9 et 12 kVA.

L'enregistrement et relève à distance de la production

Le compteur Linky permettra de suivre plus facilement les productions d’électricité décentralisées (centrales photovoltaïques, éoliennes, cogénération, etc.) et d’enregistrer sur un seul compteur l’énergie produite et l’énergie consommée par l'installation de production.

La mesure des excursions de la plage réglementaire de la tension

Si la tension nominale est de 230 V, la plage réglementaire de tension est comprise entre 207 et 253 V. Une excursion signifie le dépassement de cette plage à un moment donné, source de perturbation du système électrique. L’intégration de la production d’électricité de sources renouvelables est à cet égard un risque pour le réseau de voir les excursions de la plage réglementaire de la tension se multiplier.
Le compteur Linky permettra aux gestionnaires de réseaux d’avoir un suivi permanent de la qualité d’alimentation de l’énergie électrique au niveau de la tension et de l’occurrence des coupures longues et brèves.



Pour en savoir plus :

Les fonctionnalités demandées par la CRE
Les fonctionnalités additionnelles au sens du mandat M441

Les besoins et les objectifs visés

L’ouverture effective à la concurrence de la fourniture d’électricité à tous les consommateurs nécessite que chaque fournisseur puisse proposer des offres différenciées permettant de mieux satisfaire des besoins diversifiés. Elle implique également que les consommateurs puissent être mieux informés pour choisir librement entre les offres qui leur sont proposées sur la base d’une meilleure connaissance de leur consommation d’électricité. À cet effet, il est nécessaire que les consommateurs puissent obtenir des informations plus fréquentes et plus détaillées sur les caractéristiques de leur consommation d’électricité.

Compte tenu du volume d’informations à traiter par les gestionnaires de réseaux et par les fournisseurs d’énergie sur le marché de masse, seul le recours généralisé à des compteurs évolués peut permettre une circulation efficace et fiable des données.

En France, cette généralisation implique, d’une part, la mise en place, sur les 35 millions de sites raccordés aux réseaux publics de distribution d’électricité, de compteurs évolués capables de stocker les informations résultant des mesures et, d’autre part, l’établissement de systèmes de transmission de données permettant la circulation rapide et fiable des informations contenues dans les compteurs entre les consommateurs, les gestionnaires de réseaux et les fournisseurs, sans discrimination.

Cette opération ne peut être efficace que si les matériels et systèmes mis en place sur tout le territoire national respectent des conditions minimales de compatibilité.

Compte tenu de son coût et de sa complexité, le déploiement d’un système de comptage évolué ne peut se justifier que s’il permet de concilier les deux objectifs généraux suivants :

  • l’amélioration des conditions de fonctionnement du marché de l’électricité, en particulier dans l’intérêt des consommateurs ;
    • l’amélioration de l’information des consommateurs sur leur consommation, notamment en termes de fréquence de facturation et de qualité des données ;
    • la mise en place d’un cadre favorable à l’apparition de nouvelles offres de fourniture et de services, compatible avec le maintien des offres historiques ;
    • l’accès aux données du comptage plus facile pour les acteurs autorisés ;
    • l’amélioration de la fiabilité, de la rapidité et de la fluidité des différents processus du marché ;
  • la minimisation des coûts des gestionnaires de réseaux, à niveau égal ou supérieur de la qualité du service rendu par les réseaux ;
    • La participation au suivi de la qualité de la fourniture électrique ;
    • La réduction du volume des pertes non techniques (PNT) ;
    • La minimisation des coûts des opérations périodiques et non périodiques ;

Pour en savoir plus :

Les objectifs à atteindre par le déploiement d’un système de comptage évolué

Quels sont les avantages pour les parties prenantes ?

Les systèmes de comptage évolués stockent des données (index, courbes de mesure, etc.), enregistrent des informations (coupures, puissance maximale, etc.) et peuvent être paramétrés et interrogés à distance. Ces fonctionnalités utilisées intelligemment peuvent apporter beaucoup à chacun des acteurs du marché de l’électricité.


Avantages du compteur Linky
Source : CRE

Focus sur l’expérimentation Linky en France

A l’initiative de la Commission de régulation de l’énergie, en 2007, ERDF a lancé le projet AMM (Automated Meter Management – gestion automatisée des compteurs). Ce projet vise à remplacer les 35 millions de compteurs électriques en France à l’horizon 2021, par la mise en œuvre de systèmes de comptage évolués.
La première phase d’expérimentation a débuté en mars 2010 et s'est terminée au 31 mars 2011. 270 000 compteurs et 4 600 concentrateurs ont été testés sur 2 zones :

  1. à Lyon (13 communes du Nord de Lyon – zone urbaine), 180 000 clients ont été équipés d'un compteur évolué ;
  2. en Indre et Loire (150 communes autour de Tour – zone rurale), 90 000 clients ont été équipés d'un compteur évolué.

Zone d’expérimentation lyonnaise
Source : CRE

Zone d’expérimentation de Touraine
Source : CRE

1. Les acteurs

  • Les gestionnaires de réseaux : ERDF est le seul gestionnaire de réseaux publics de districution concerné sur les zones de l’expérimentation.
  • Les autorités concédants : les collectivités concédantes sont, pour la Touraine, le SIEIL 37 et, pour la région lyonnaise, la Ville de Lyon et le SIGERLY.
  • Les équipementiers : les fournisseurs de compteurs retenus sont les entreprises Iskraemeco (compteur monophasé), Itron-Actaris (compteurs monophasé et triphasé) et Landis+Gyr (compteurs monophasé et triphasé). Les deux derniers sont aussi fournisseur de concentrateurs. L’intégrateur logiciel est la société Atos Origin.
  • Les installateurs : les compteurs sont posés par des entreprises locales retenues après appel d’offres (5 entreprises pour chaque zone).

2. La durée de l'expérimentation

L’expérimentation a commencé début mars 2010 et s'est terminée fin mars 2011.


Planning de l’expérimentation
Source : CRE

3. Les modes de fonctionnement pendant l’expérimentation

Pendant l’expérimentation, certaines fonctionnalités du projet Linky d’ERDF n'ont pas été accessibles de manière automatisée. En effet, son système d’information (SI), Disco, et son portail d’accès des fournisseurs aux services rendus par ERDF, SGE, ne sont pas pleinement compatibles avec l’ensemble de ces fonctionnalités. Ce SI sera remplacé lors de la généralisation par un nouveau SI, Ginko, qui permettra, notamment, de prendre en compte toutes les fonctionnalités du projet Linky.

Afin de permettre d’évaluer l’adéquation de l’ensemble des fonctionnalités du projet Linky avec celles demandées dans la communication de la CRE du 6 juin 2007 et les orientations de ses services du 10 septembre 2007, ERDF a mis en place quatre modes de fonctionnement pendant l’expérimentation :

  • un mode « production » a permis de tester, de façon automatisée, sur n’importe lequel des clients concernés par l’expérimentation (jusqu’à 270 000 clients en fin de déploiement), les fonctionnalités du projet Linky compatibles avec le SI et son portail actuels ;  


    Source : CRE

  • un mode « maquette » a permis de tester, sur un nombre limité de clients concernés par l’expérimentation (au plus 550 clients par fournisseurs), quatre nouveaux services incompatibles avec Disco ou SGE : la mise à disposition de courbes de charge au pas de temps de 30 minutes, la mise à disposition d’index à périodicité et date choisie, la gestion de calendriers tarifaires à la main des fournisseurs sur 2 postes horo-saisonniers et la gestion d’une pointe mobile à la main des fournisseurs sur 2 postes horo-saisonniers  ;


    Source : CRE

  • un mode « démonstrateur » a permis de tester, sur quelques compteurs non raccordés à des clients (sur banc test chez ERDF), les fonctionnalités déjà prévues dans le compteur évolué, mais incompatibles avec Disco ou SGE et non contractualisées avec des clients concernés par l’expérimentation ;


    Source : CRE

  • un mode « dossier », qui correspond à la remise des spécifications fonctionnelles détaillées, a permis d’étudier les fonctionnalités du système de comptage évolué qui ne seront pas encore disponibles lors de l’expérimentation.


    Source : CRE

3. Les modes de fonctionnement pendant l’expérimentation

a. Le financement de l’expérimentation Linky

Le coût de l’expérimentation d’ERDF a été intégralement intégré au tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE 3). La CRE rappelle que « pour permettre l’amélioration des conditions de fonctionnement du marché de l’électricité, en particulier dans l’intérêt des consommateurs, et la minimisation des coûts des gestionnaires de réseaux, il est nécessaire de proposer des dispositifs de comptage évolués aux utilisateurs dans les meilleurs délais ». La CRE a donc décidé que « pour accompagner cette expérimentation, la composante de comptage applicable aux utilisateurs équipés d’un compteur évolué est identique à celle appliquée aux autres utilisateurs ».

De plus, la décision de changement du compteur ne venant pas de l’utilisateur, l'opération de pose du compteur se fait, pour lui, sans surcoût.

b. Le financement de la généralisation

En comparaison de projets similaires réalisés dans d’autres pays et sur la base des analyses menées en interne par ERDF, l’enveloppe du projet est d'environ 5  milliards d’euros.

Pour que la CRE puisse considérer que les coûts supportés par les gestionnaires de réseaux de distribution pour déployer et mettre en œuvre des systèmes de comptage évolués comme des charges pouvant être couvertes par le TURPE, il faut que ceux-ci remplissent les fonctions définies dans la communication du 6 juin 2007.

Pour en savoir plus :

Communication de la CRE du 6 juin 2007
Orientations des services de la CRE du 10 septembre 2007
Délibération de la CRE du 11 février 2010 portant orientations sur les modalités de réalisation et d’évaluation de l’expérimentation d’Electricité Réseau Distribution France (ERDF) en vue de l’évolution du comptage électrique basse tension de faible puissance
Délibération de la CRE du 30 mars 2011 portant communication sur l’expérimentation d’Electricité Réseau Distribution France (ERDF) relative au dispositif de comptage évolué Linky

Retour d’expérience sur l’expérimentation du système de comptage évolué Linky

Dans sa communication du 6 juin 2007, la CRE avait demandé à ERDF de réaliser une expérimentation d'un système de comptage évolué avant d’en généraliser le déploiement. Cette demande a été reprise dans le décret n° 2010-1022 du 31 août 2010 relatif aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics d’électricité, pris sur proposition de la CRE.

Cette expérimentation a fait l’objet d’un bilan ainsi que de deux rapports, un de la CRE et l’autre du « comité de suivi Linky » mis en place par le ministre chargé de l’énergie. Ils sont tous deux favorables à la généralisation du système de comptage évolué.

Retour d’expérience sur l’expérimentation du système de comptage évolué Linky menée par ERDF

L’expérimentation des nouveaux compteurs évolués avait trois objectifs essentiels :

  • démontrer la capacité d’ERDF à déployer massivement et à grande échelle, non seulement les compteurs, mais également les concentrateurs en amont, les systèmes de communication et l’ensemble du système d’information nécessaire au fonctionnement du système de comptage ;
  • vérifier le bon fonctionnement d’un tel dispositif d’un point de vue technique ;
  • valider les hypothèses budgétaires, évaluées en 2010 à environ 4 milliards d’euros.

Ces trois objectifs ont été atteints.

  • le délai fixé pour la fin de l’expérimentation (31 mars 2011) a été respecté et le système installé est aujourd’hui fonctionnel (170 000 courbes de charge sont remontées chaque jour) ;
  • les hypothèses de coûts ont été confirmées et notamment le coût de la pose du compteur, qui représente environ la moitié du coût du projet. Le temps de pose constaté a été de 30 minutes, inférieur au temps estimé initialement, qui était de 35 minutes ;

  • Source : CRE

  • la confirmation que le compteur apporte plusieurs avantages pour le client. Il permet notamment :
    • de télé-relever les consommations, évitant ainsi de déranger les clients et de permettre une facturation sur index réel ;
    • de réduire considérablement les durées d’intervention, passant d’un délai de 5 jours à un délai d’un jour, voire de quelques heures ;
    • de relever les index et la courbe de charge qui pourront être utilisés pour proposer de nouvelles offres tarifaires ou de nouveaux services et ainsi assurer un meilleur suivi de la consommation ;
    • d’intervenir de manière plus réactive sur les réseaux de distribution.

Cette expérimentation a également été l’occasion d’une montée en compétence des équipes d’ERDF, tant au niveau technique qu’au niveau de l’accompagnement du projet. Au total, 9 sous-traitants ont été formés. Un centre d’appels a été installé afin de répondre aux demandes des clients : 30 000 appels ont été comptabilisés pour environ 270 000 compteurs posés.

Au final, si la pose des compteurs s’est traduite par de nombreuses questions, seul 0,7 % des compteurs installés ont fait l’objet de réclamations, ce qui est très peu pour une expérimentation. Cependant, des mises au point ont été nécessaires afin de tester, ajuster et roder les matériels.


Source : CRE

De nombreux enseignements ont été tirés par ERDF afin de mieux associer l’ensemble des acteurs, notamment les consommateurs et les collectivités territoriales, les autorités concédantes organisatrices de la distribution d’électricité, et de mieux expliquer les enjeux de ce projet.

En outre, il s’agit d’un projet bâti dans la durée (4 ans), qui a permis à ERDF de créer plus de 300 emplois. Il a impliqué au total 3 fournisseurs de compteurs évolués (Itron, Landis+Gyr et Iskraemeco) sélectionnés à l’issue d’un appel d’offres européen, dont deux disposent d’usines de fabrication en France.

Linky est un outil important de modernisation du réseau, constituant un premier levier permettant l’amélioration de la qualité du service du distributeur et l’émergence de solutions de MDE. Le système de comptage évolué Linky constituera une des briques des Smart grids.

L'analyse des résultats de l’expérimentation par la CRE

Sur la base des résultats de l’expérimentation menée pendant plus d’un an par ERDF auprès d'environ 270 000 clients, la CRE a proposé de généraliser le dispositif de comptage Linky. La CRE a, donc, soumis au ministre chargé de l'énergie un projet d’arrêté sur les spécifications techniques des dispositifs de comptage, conformément à l’article 4 du décret n° 2010-1022 du 31 août 2010 relatif aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics d’électricité, pris sur proposition de la CRE.

La CRE a souhaité attirer l’attention sur plusieurs points.

  • Le développement de compteurs évolués est nécessaire pour continuer à garantir la sûreté des réseaux électriques. Les gestionnaires de réseaux doivent, notamment, faire face aux implications de l’essor des énergies renouvelables. Le développement de ces sources de production d’électricité intermittentes et décentralisées rend plus difficile l’équilibrage, à chaque instant, entre la demande et l’offre d’électricité. Il requiert notamment un suivi beaucoup plus fin des évolutions de la demande en temps réel. Le compteur Linky, qui rendra possible ce suivi en temps réel, constitue un élément essentiel du développement de réseaux électrique intelligents.
  • La généralisation du compteur Linky bénéficiera aux consommateurs. Elle contribuera à maintenir la sûreté des réseaux d’électricité. Surtout, elle permettra d’améliorer la qualité du service, notamment en basse tension, en généralisant la relève des compteurs à distance, en resserrant le lien entre l’électricité facturée et l’électricité consommée, en encourageant la multiplication des offres tarifaires des fournisseurs pour répondre aux besoins spécifiques de chacun et, en particulier, pour favoriser la maîtrise de la demande en énergie en période de pointe.
  • L’analyse technico-économique suggère qu’une généralisation du projet Linky serait globalement neutre du point de vue financier pour le distributeur. La valeur actualisée nette du projet pour le distributeur serait, selon les hypothèses retenues, légèrement positive. Elle a ainsi pu être évaluée à environ + 0,1 milliards d’euros pour un investissement initial proche de 4 milliards d’euros grâce aux futures économies de coûts d’exploitation associées à l’installation du compteur. (Pour en savoir plus : Analyse sur les coûts et le financement du projet Linky)
  • Une décision rapide de généraliser le compteur Linky est très favorable à l’industrie française. L’expérimentation menée par ERDF est sans équivalent à l’étranger par son ampleur et la richesse des enseignements recueillis. Au sein des pays développés, la France dispose, actuellement, d’un avantage compétitif en matière de compteurs évolués. La décision rapide de généraliser le compteur Linky en France va favoriser aussi l’adoption des standards et normes françaises au niveau international.
  • La CRE considère que le déploiement du compteur Linky doit être initié avec la technologie dite « CPL G1 ». Cette technologie est mature, robuste, déjà utilisée par ERDF et suffisante pour la mise en œuvre des fonctionnalités de Linky. En raison des enjeux industriels, le « CPL G3 », aujourd’hui en phase de développement, constitue la technologie-cible à terme. La technologie « CPL G3 » apportera des améliorations significatives pour les gestionnaires de réseau d’électricité sans toutefois comporter de fonctionnalité supplémentaire pour les consommateurs.

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 6 juin 2007 sur l’évolution du comptage électrique basse tension de faible puissance (≤ 36 kVA)
Orientation des services de la CRE du 10 septembre 2007 pour le comptage électrique basse tension évolué ( 36 kVA)
Dossier de la CRE de juin 2001 sur l’expérimentation Linky
Délibération de la CRE du 7 juillet 2011 portant communication sur les résultats de l’expérimentation d’ERDF relative au dispositif de comptage évolué Linky
Communiqué de presse - La Commission de régulation de l’énergie : favorable à la généralisation du compteur Linky – 18 juillet 2011

Le comité de suivi de l’expérimentation sur les compteurs communicants

Le 4 mai 2011, le ministre chargé de l'énergie Éric Besson a mis en place un « comité de suivi Linky » afin que l’ensemble des acteurs concernés (parlementaires, membres représentant les consommateurs, collectivités, fournisseurs d’équipement, CRE, CNIL) puissent exprimer leur point de vue, et être partie prenante à l’évaluation et à la décision éventuelle de généraliser le nouveau dispositif de comptage.

Ce comité s’est décliné en différents groupes de travail qui ont abordé plusieurs points identifiés comme essentiels, à savoir la confidentialité et la sécurité des données de comptage, les services à l’aval du compteur, la stratégie de déploiement et les enjeux industriels. Les conclusions de ces groupes de travail, rassemblées dans le « rapport Lenoir-Poniatowski » remis en septembre 2011 au ministre, ont contribué à apporter au gouvernement l’ensemble des éléments permettant de décider de la généralisation des compteurs.

Ce rapport indique que les systèmes de comptage évolués Linky peuvent être généralisés, même si des points de vigilance formulés par certains acteurs, notamment sur la question de l’affichage des consommations en vue de favoriser les actions de MDE, devront faire l’objet de mesures spécifiques.

Pour en savoir plus :

Rapport Lenoir-Poniatowski - Comité de suivi de l’expérimentation sur les compteurs communicants

La généralisation du système de comptage évolué Linky

La décision de généralisation du système de comptage évolué Linky par le ministre chargé de l’énergie

À la suite des recommandations de la CRE et du « comité de suivi Linky » de généraliser le système de comptage évolué, le gouvernement a annoncé sa décision de généralisation, le 28 septembre 2011, en indiquant que l’expérimentation avait été un succès.

Puis, à la suite de cette annonce, le ministre chargé de l’énergie Éric Besson a transmis au Conseil supérieur de l’énergie (CSE) le projet d’arrêté, pris sur proposition de la CRE (délibération du 10 novembre 2011), relatif aux spécifications techniques du compteur.

L’arrêté en date du 4 janvier 2012 a été publié au Journal officiel de la République française le 10 janvier 2012.

Le lancement par le Premier ministre de l’appel d’offres pour la première phase de généralisation des compteurs communicants Linky

Le 9 juillet 2013, lors de la présentation du nouveau Programme d’investissements d’avenir, le Premier ministre Jean-Marc Ayrault a annoncé le lancement d’un appel d’offres pour le déploiement de 3 millions de compteurs communicants Linky. Cet appel d’offres constitue la première phase du remplacement des 35 millions de compteurs électriques français par des compteurs communicants.

La publication et l'organisation de l’appel d’offres

À la suite de cette annonce, ERDF a publié, le 30 juillet 2013, l’avis de marché au Journal officiel de l’Union européenne pour la fourniture des compteurs (2,5 millions de compteurs monophasés et un demi-million de compteurs triphasés) et des concentrateurs (quatre-vingt mille) de cette première étape du déploiement.

La phase d’appel offre se décompose en quatre étapes principales : la consultation, le développement et la qualification des prototypes, la présérie réseau, se concluant par une autorisation temporaire d’emploi (ATE – cf. 2.2 du document « La qualification des fournisseurs de matériels de réseaux de distribution ») et le début de la production en série.


Source : CRE

Lors de la conférence environnementale des 20 et 21 septembre 2013, le Président de la république a, dans son discours du 20 septembre 2013, souhaité « qu’à l’horizon 2020, les 35 millions de compteurs actuels soient remplacés par des compteurs intelligents ».

Les différentes étapes de la généralisation



Pour en savoir plus :

Discours d’Eric Besson, ministre chargé de l’Industrie, de l’Énergie et de l’Économie numérique annonçant la généralisation des compteurs électriques communicants
Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 10 novembre 2011 portant proposition d’arrêté pris en application de l’article 4 du décret n° 2010-1022 du 31 août 2010 relatif aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics d’électricité
Arrêté du 4 janvier 2012 pris en application de l’article 4 du décret n° 2010-1022 du 31 août 2010 relatif aux dispositifs de comptage sur les réseaux publics d'électricité
Document ERDF-NOI-RES_05E V5 « La qualification des fournisseurs de matériels de réseaux de distribution »

Les recommandations de la CRE pour le déploiement des systèmes de comptage évolué en électricité

Dans sa délibération du 12 juin 2014, la CRE a fait plusieurs recommandations relatives au déploiement des systèmes de comptage évolué en électricité. Elles ont été reprises et complétées par de nouvelles recommandations dans sa délibération du 8 décembre 2016.

L’utilisation des informations issues du compteur par les outils de pilotage de l’installation intérieure des consommateurs

L’information est essentielle pour permettre aux consommateurs d’optimiser, voire de réduire, leur consommation d’électricité. Il existe d’ores et déjà des dispositifs d’information sur le fonctionnement du système énergétique et des solutions d’automatisation de la gestion de l’énergie qui permettent une prise de conscience des enjeux énergétiques par le consommateur et une meilleure appropriation et un engagement de celui-ci dans des démarches de participation plus active à l’équilibre offre/demande ou dans des démarches visant l’amélioration de l’efficacité énergétique de son installation.

En sensibilisant le consommateur et en lui permettant de piloter son installation en fonction de ses besoins et/ou des contraintes du système électrique, ces outils constituent dès à présent une brique intelligente au niveau du consommateur pour l’évolution des réseaux électriques vers les Smart grids.


Les possibilités ouvertes par les Smart grids pour le consommateur (Source : Colombus Consulting)

Recommandation de la CRE no 1 du 12 juin 2014 (R. 2014-01)

Le développement et l’appropriation de dispositifs d’information et d’outils de pilotage des installations intérieures permettront de sensibiliser et d’impliquer plus fortement le consommateur en tant qu’acteur à part entière du système électrique.

Dans le cas où ces dispositifs transmettent des informations sur la consommation électrique de l’ensemble de l’installation, la CRE recommande que ces dispositifs utilisent les données issues du dispositif de comptage. La CRE est favorable à ce que les instances de normalisation, et notamment la commission UC205 de l’AFNOR (Systèmes électroniques pour les foyers domestiques et les bâtiments), intègrent cette disposition dans leurs travaux.


Conformément à cette recommandation, les travaux de normalisation du comité technique 205 (UC205), émanation française du Comité européen de normalisation en électronique et en électrotechnique (CENELEC), portant sur les liaisons de communication entre les systèmes de comptage évolués et l’environnement domestique sont en passe d’aboutir. Ces travaux sont suivis par le groupe de coordination sur les systèmes de comptage évolués mis en œuvre dans le cadre du mandat européen de normalisation (M/441) en relation avec les travaux conduits en France sur l’aval compteur.

La standardisation du contenu de l’interface TIC des compteurs évolués

L’interface Télé-information client (TIC) des compteurs communicants possède différentes fonctionnalités qui pourraient permettre de faciliter la gestion de la consommation d’électricité au sein de chaque installation intérieure : transmettre des messages courts et des messages ultra-courts qui peuvent être utilisés par des matériels en aval du compteur et gérer sept relais virtuels (aussi appelés contacts virtuels) en plus du relais filaire (aussi appelé contact sec). Dans sa délibération du 12 juin 2014, la CRE demandait que le Groupe de Travail Électricité (GTE) travaille sur la standardisation des messages courts et ultra-courts qui peuvent être portés à la connaissance de l’utilisateur via l’afficheur du compteur, mais aussi être transmis à tout appareil connecté en aval, à travers son interface TIC. Ces messages pourraient aussi bien permettre la transmission de communications explicites au consommateur, ou bien d’informations codifiées, uniquement interprétables par ces appareils situés en aval du compteur.

Avec le déploiement des systèmes de comptage évolués, les appareils électriques du foyer situés en aval du compteur (eau chaude sanitaire, produits blancs et bruns, véhicule électrique, gestionnaire d’énergie, etc.) pourront être pilotés par l’utilisateur ou par un opérateur qu’il autorisera. Afin que ce pilotage se fasse dans des conditions optimales, la CRE jugeait nécessaire, dans sa délibération du 12 juin 2014, de travailler au sein des groupes de concertation à la standardisation de l’association entre les relais virtuels du compteur, qui transmettent ces ordres de pilotage, et les usages types, qui correspondent à des appareils de l’installation électrique du consommateur.

À l’issue de cette concertation en GTE, les acteurs ne sont pas parvenus à s’accorder ni sur la standardisation des messages cours et ultra-courts pour quelque champ d’application que ce soit, ni sur l’association par défaut de relais virtuels à des usages domestiques types.

Pourtant, au sujet de l’association des relais virtuels à des usages domestiques prédéfinis, le GTE a conclu que cela permettrait, par exemple, de facilement réduire la consommation de certains appareils ménagers pendant les heures où l’électricité est la plus chère. Le schéma ci-dessous illustre la proposition d’association par défaut entre relais virtuels et usages qui a émergé au sein du GTE. Le fait de la retenir comme association à utiliser par défaut par tous les acteurs n’a toutefois pas emporté le consensus nécessaire. Outre l’absence de retours d’expérience sur l’utilisation des compteurs évolués et de telles fonctionnalités, les participants du GTE rétifs à l’adoption d’un tel schéma indiquent que certains appareils électriques sont déjà pilotés d’une manière fine (par exemple, les convecteurs électriques) et qu’un pilotage binaire par un signal tarifaire pourrait nuire à leur fonctionnement.

La CRE ne partage pas un tel constat. Elle précise, en effet, que, dans la mesure où le « compteur ne [fait] que proposer un signal informatique binaire (« on/off ») pour chacun des contacts secs virtuels [dits relais virtuels], il est de toute manière nécessaire qu’un actionneur placé en aval réalise effectivement la mise sous tension ou l’arrêt des appareils électriques au moment voulu. Cet actionneur pourra avoir pour principe de fonctionnement de certes utiliser l’état des contacts secs virtuels, mais aussi de tenir compte des contraintes imposées par les spécificités de fonctionnement des appareils électriques pilotés. Le risque de dysfonctionnement des appareils électriques décrit ci-dessus n’est ainsi pas avéré ».

Enfin, la CRE craint que l’absence d’une association par défaut des usages aux relais virtuels ne rende le consommateur captif d’un fournisseur qui aurait établi sa propre association et recommande l’utilisation de l’association par défaut des contacts virtuels aux usages qui a émergé lors de la concertation en GTE.


Exemple d’association du contact sec filaire et des relais virtuels du compteur évolué de type Linky à des usages types issue du groupe de concertation (Source : CRE)

Recommandation de la CRE no 3 du 8 décembre 2016 (R. 2016-03)

La CRE recommande l’utilisation de l’association par défaut des contacts secs virtuels aux usages qui a émergé lors de la concertation en Groupe de Travail Électricité (GTE). Elle demande que cette association, qui n’a aucun caractère obligatoire, soit inscrite dans le référentiel clientèle des gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité ayant adopté un système de comptage évolué de type Linky.

À la suite d’un retour d’expérience sur l’utilisation de cette association par défaut, cette dernière pourra éventuellement faire l’objet d’une évolution de la norme NF C 15-100 (cf. recommandation R. 2014-04), ou d’une norme ad hoc.


Par ailleurs, il est essentiel de faire preuve de pédagogie en explicitant auprès des utilisateurs les nombreuses possibilités que le comptage évolué offre aux consommateurs et au marché dans son ensemble.


Recommandation de la CRE no 4 du 8 décembre 2016 (R. 2016-04)

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux publics de distribution et de transport d’électricité de publier ou mettre à jour dans leur documentation technique de référence, pour l’ensemble des compteurs évolués installés chez les utilisateurs raccordés aux différents niveaux de tension, les fonctionnalités de ces dispositifs accessibles pour les acteurs de l’énergie.

En outre, elle demande à l’ensemble des gestionnaires de réseaux de distribution et de transport de gaz naturel de publier dans leur documentation, pour l’ensemble des compteurs évolués installés chez les utilisateurs raccordés aux différents niveaux de pression, les fonctionnalités de ces dispositifs accessibles pour les acteurs de l’énergie.

La possibilité de personnaliser l’état des relais virtuels du compteur

La gestion automatique des équipements de l’installation électrique intérieure, déjà existante, se développe avec la multiplication des technologies Smart grids. Cette automatisation est d’autant mieux vécue par l’utilisateur qu’il a la possibilité de l’adapter à ses besoins.

Recommandation de la CRE no 5 du 12 juin 2014 (R. 2014-05)

Pour favoriser la connaissance que les consommateurs ont de la gestion de leur installation, la CRE est favorable à ce que ces derniers (ou un tiers autorisé par eux) aient accès à une interface leur permettant de connaître, d’une part, l’état des relais attribué à chaque plage horaire et, d’autre part, les usages types associés à chaque relais.

Afin de profiter au mieux des potentialités des systèmes de comptage évolué, il convient que les consommateurs (ou un tiers autorisé par eux) puissent modifier aisément l’attribution de l’état des relais aux index, au moins au moment de la souscription de l’offre tarifaire, et ce, sans surcoût pour eux.

À cet effet, la CRE demande que le Groupe de Travail Électricité (GTE) examine les modalités de modification de l’état des relais « virtuels ».


Comme décrit précédemment, la concertation organisée par la CRE (au sein du GTE) a permis de mettre en évidence que l’association du contact sec (filaire) et des relais virtuels à des usages engendrerait un meilleur pilotage de la consommation et, de fait, une meilleure maîtrise de la demande en énergie.

Afin que cette utilisation optimisée des différents appareils électriques puisse posséder des effets encore plus visibles sur la facture du client, les fournisseurs d’énergie pourront, en outre, proposer des offres où un usage spécifique (par exemple, la recharge du véhicule électrique) fera l’objet de prix différenciés, et ce, en complément des tarifs à heures pleines et heures creuses qui existent déjà (mais qui, eux, concernent l’ensemble de la consommation).

La grille de tarification du fournisseur programmée dans le compteur évolué Linky permet l’émergence de ces offres innovantes. En effet, adossé à chaque période de temps pendant laquelle un prix donné est applicable, figure l’état (ouvert ou fermé) proposé par le fournisseur des différents relais virtuels associés. En d’autres termes, la grille proposée par le fournisseur permet non seulement de différencier finement les prix de consommation en fonction de l’heure dans la journée ou dans l’année, mais aussi de proposer une information (binaire) de fonctionnement des appareils électriques « pilotés » par ces différents relais virtuels.

La recommandation décrite, ci-dessus, consistait à faire en sorte que l’utilisateur dispose d’une visualisation sur le site Internet du fournisseur ou du gestionnaire de réseaux de distribution de la grille tarifaire, comportant donc l’état associé des relais virtuels pour chaque période, et qu’il puisse éventuellement modifier cette configuration.

Cependant, il a été rappelé au cours du GTE que toute modification de l’état des relais virtuels constituait une modification de l’offre souscrite, qui doit donc être réalisée par le fournisseur pour le compte de son client, et que, préalablement à cela, une pédagogie forte doit être engagée concernant les grilles tarifaires des fournisseurs et l’utilisation des relais virtuels.

Pour en savoir plus :

Délibération du 12 juin 2014 portant recommandations sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension

Délibération du 8 décembre 2016 portant communication sur l’état d’avancement des feuilles de route des gestionnaires de réseaux et proposant de nouvelles recommandations sur le développement des réseaux intelligents d’électricité et de gaz naturel

Les expérimentations AMM d'Itron en France

Fort d’une expertise reconnue dans les déploiements de compteurs communicants de type AMM (Advanced Metering Management : le compteur communique de manière bidirectionnelle avec le système d’information, il peut recevoir des commandes, transmettre et recevoir des informations) à grande échelle, le groupe Itron participe depuis plusieurs années à des expérimentations AMM sur le territoire français.

Dans le cadre du projet de comptage communicant Linky d’ERDF, Itron a conçu et fabriqué sur son site de Chasseneui du Poitou 100 000 compteurs communicants et 3 500 concentrateurs qui ont été testés avec succès dans le cadre d’une expérimentation qui s’est déroulée de 2009 à 2011.

Itron travaille également avec les entreprises locales de distribution (ELD) françaises afin de les accompagner dans les phases d’expérimentation AMM sur leurs territoires. Dans le cadre de ces pilotes, Itron leur a fourni une solution de comptage complète comprenant : des compteurs communicants par courant porteur en ligne (CPL) développés d’après le cahier des charges d’ERDF, des concentrateurs (qui communiquent par GPRS avec le système d’information), le logiciel Saturne Mobile pour gérer les interventions d’installation des compteurs AMM ainsi que leur programmation et le système d’information Saturne, système de collecte et de gestion technique du parc de compteurs AMM.


Les composantes de la solution de comptage communicant d’Itron

Itron collabore depuis plusieurs années avec deux ELD : SRD et la Sicaé de l’Oise qui, sur leurs territoires respectifs, ont testé plusieurs fonctionnalités de la solution AMM.

De 2010 à 2012, l’équipe d’Itron a travaillé en étroite collaboration avec SRD, gestionnaire de réseau de la Vienne (86), sur l’expérimentation i-Ouate. Dans le cadre de ce projet, SRD a acquis auprès d’Itron 1 470 compteurs communicants, 80 concentrateurs, le logiciel Saturne Mobile et le système d’information Saturne. Cette expérimentation a permis d’obtenir des résultats très favorables. En effet, 100 % des compteurs sont désormais découverts par le système d’information, 100 % des concentrateurs sont couverts en GPRS (après adjonction ponctuelle d’antennes complémentaires), 95 % des compteurs communiquent leurs index en J-1, 98 % des compteurs en J-10 et 95 % des actions à distance (changement de puissance, relève immédiate, changement de tarif, coupure et rétablissement) sont réussies à la première demande. Aujourd’hui 98 % des clients sont facturés avec l’index réel.

Depuis juin 2011, SRD poursuit les travaux sur ce pilote afin d’optimiser la chaîne communicante compteur-concentrateur-système d’information. Ces travaux ont porté principalement sur l’optimisation du contenu et de la fréquence des données échangées, la recherche de la désensibilisation des communications CPL aux perturbations présentes sur le réseau en basse tension et enfin, l’interfaçage avec les autres outils informatiques nécessaires au traitement des données (cartographie, facturation, etc.). Lors de ce pilote, plusieurs téléchargements à distance des micro-logiciels des compteurs et concentrateurs ont été réalisés avec succès permettant de démontrer l’évolutivité de la solution Itron.

D’après SRD, ce pilote a permis de démontrer que les réseaux très peu denses comportent moins de pollution électrique (et permettent donc des communications plus faciles), mais plus d’atténuation des communications sur des antennes basse tension de grande longueur. Par ailleurs, la densité de population étant moindre qu’en milieu urbain, le modèle économique est dès lors assez différent (on installe en moyenne 17 compteurs par concentrateur dans la Vienne contre 50 pour ERDF).

Itron participe, également, au projet de comptage communicant mené actuellement par la Sicaé de l’Oise. Dans le cadre de ce pilote, qui a débuté en 2010, la Sicaé de l’Oise a acquis auprès d’Itron 1 075 compteurs, 24 concentrateurs, Saturne Mobile et le système d’information Saturne. Aujourd’hui, plus de 95 % des compteurs communiquent leurs index en J-1, plus de 96 % en J-10. 90 % des ordres sont acheminés au compteur en moins de 15 minutes. La Sicaé de l’Oise réalise chaque mois des actions à distance à effet immédiat et a, également, effectué avec succès les actions programmées à date, pour la plupart des demandes de résiliation.

La solution de comptage communicant mise en place permet à ces deux distributeurs d’analyser de manière approfondie les différentes causes de déclenchement des organes de coupure, l’équilibrage des phases et les pertes sur le réseau en basse tension.

Ces analyses ont permis d’obtenir les résultats suivants :

  • déclenchement des organes de coupure : les données fournies par le compteur (Pmax historisée), permettent de mieux comprendre le niveau d’utilisation de la puissance souscrite et les déclenchements qui y sont liés ;
  • équilibrage des phases : la possibilité de connaître avec certitude la phase de raccordement de chaque compteur monophasé contribue à une meilleure connaissance dynamique de la charge sur les réseaux basse tension ;
  • pertes sur le réseau en basse tension : les compteurs communicants permettent de contrôler et d’améliorer les outils de modélisation, d’analyser les flux et les pertes sur les réseaux concernés par la production diffuse.

De plus, Itron a fourni un certain nombre de compteurs et concentrateurs à plusieurs ELD présentes dans le nord-est de la France et dans la région ouest et qui mènent, également, des expérimentations AMM avec Itron et des matériels d’autres constructeurs. Ces expérimentations ont permis de démontrer l’interopérabilité des matériels et la capacité du système d’information Saturne et de Saturne Mobile à gérer les fonctionnalités AMM.

Depuis 2013, un projet pilote est en cours en Andorre. Il s’agit du premier projet international de compteurs communicants français. Les 200 compteurs et 8 concentrateurs fournis par Itron ont été déployés. Ces compteurs communiquent par Ethernet IP sur une fibre. Ce projet comprend, également, les logiciels Saturne Mobile et Saturne.

En juillet 2013 a débuté le premier projet de comptage communicant mené par EDF SEI dans les départements et territoires d’outre-mer. Ainsi, 1 000 compteurs et 50 concentrateurs sont en cours de déploiement en Martinique.

i-Ouate, première marche vers des réseaux communicants et plus intelligents

Afin de préparer la mutation du système électrique, SRD, gestionnaire de réseaux de distribution opérant en milieu rural et peu densément peuplé, s’est engagé dès 2008 dans un pilote de compteurs électriques communicants (AMM).

Ce pilote avait pour objectifs de favoriser l’appropriation des nouvelles technologies, de mettre à l’épreuve les organisations internes, d’appréhender la logistique de pose et les délais d’installation, de tester les matériels sur le terrain, d’identifier les éventuelles difficultés, d’évaluer les systèmes d’Information (SI), d’éprouver les réponses aux sollicitations des clients et de valider le modèle économique ; et ce, en vue d’un déploiement massif tel que prévu par la réglementation actuelle.



Les partenaires de SRD

ASAIS ITRON : éditeur de logiciels, qui assure pour ce pilote le développement du système d’information spécifique (Saturne AMM),

ITRON : fabricant de matériels et de systèmes de comptage, basé à Chasseneuil du Poitou (86), qui assure la conception et la fabrication de compteurs et de concentrateurs, notamment les matériels i-Ouate conformes aux spécifications d’ERDF arrêtées pour l’expérimentation Linky,

ORANGE BUSINESS SERVICES : ppérateur de télécommunications qui fournit, pour ce pilote, la communication GPRS entre les concentrateurs et le SI.

Les caractéristiques du pilote

Panel représentatif des différentes configurations techniques et clientèles
Prise de Rendez-vous et pose des compteurs en interne et en sous-traitance
1 400 compteurs et 80 concentrateurs posés
Relève quotidienne des index – courbes – événements
Utilisation des index jusqu’à J-10 pour la facturation
Réalisation systématique des actions à distance
(Modification de puissance ou de grille tarifaire, Relève spéciale, etc.)

Les résultats

Grâce à la mise en œuvre et à l’analyse d’indicateurs quotidiens de suivi des relèves, SRD constate à ce jour :

100 % des compteurs ont communiqué avec le SI
100 % des concentrateurs couverts en GPRS
(Adjonction ponctuelle d’antennes complémentaires)
95 % des compteurs ont leurs index relevés en J-1
98 % des compteurs ont leurs index relevés en J-10
90 % des actions à distance réussies à la première demande


Depuis juin 2011, SRD poursuit les travaux sur ce pilote afin d’optimiser les communications entre les compteurs et le système d’information.
Dans une première phase, SRD s’est attaché à optimiser le système d’information par l’amélioration du système d’information central, du logiciel embarqué dans les concentrateurs, des micro-logiciels des compteurs et des concentrateurs.

L’amélioration sensible des performances est visualisée sur le graphique ci-dessous :

Lors d’une seconde phase, SRD a procédé à l’analyse des communications par courant porteur en ligne (CPL) sur le réseau basse tension pour identifier les caractéristiques des sites pour lesquels la communication présentait des imperfections. Cette analyse a permis d’identifier les signaux perturbateurs ayant un impact sur la communication CPL et d’apporter des améliorations aux compteurs et concentrateurs, améliorations qui ont été téléchargées à distance avec de nouveaux logiciels.

À ce jour, SRD poursuit les tests sur le terrain pour vérifier l’efficacité des solutions proposées.

Conclusion

Ce pilote de 1 400 compteurs i-Ouate a permis à SRD d’acquérir et de valider de nouvelles compétences indispensables dans la perspective d’un futur déploiement de compteurs communicants sur l’ensemble de son territoire.

Les clients concernés sont dorénavant systématiquement facturés sur la base de consommations réelles. De nouveaux services devraient progressivement permettre à ces clients de mieux comprendre et gérer leurs consommations.

Toutefois, compte-tenu de sa taille et des spécificités rurales de son territoire, SRD ne peut valider, dans les conditions actuelles, le modèle économique d’un tel déploiement (faible densité de compteurs, dispersion géographique, etc.). SRD a souligné ces difficultés dans le cadre des réunions du "comité de suivi Linky" organisées par le ministère en charge de l'énergie.

Afin de rechercher une meilleure adéquation technico-économique, SRD souhaite également tester de nouvelles technologies telles que celles proposées par les compteurs de type CPL G3.

Enfin, grâce à la base de données techniques du pilote i-Ouate, SRD engage actuellement différentes actions de type Smart grid.

Ces défis actuels se révèlent particulièrement importants pour un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) rural opérant sur un territoire qui favorise, par son espace disponible, l’implantation soutenue de productions EnR. Le compteur communicant constitue véritablement la 1ère marche vers le réseau électrique de demain et devrait permettre, à chacun des acteurs, de participer à son évolution.

SRD, 5ème distributeur d’électricité en France, est une entreprise locale de distribution d’électricité de plus de 80 ans d’expérience.

SRD est le gestionnaire des réseaux de distribution d’électricité dans 269 communes de la Vienne (140 000 points de livraison). Il exploite, entretient et développe ces réseaux pour le compte du Syndicat des Energies de la Vienne, dans le cadre d’un contrat de concession de service public.

SRD assure ses missions sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans le cadre rigoureux d’un code de bonne conduite garant des engagements de l’entreprise en matière d’égalité de traitement de tous les utilisateurs des réseaux et dans le respect de ses engagements vis-à-vis du concédant.

Le télérelevé, un outil indispensable aux utilisateurs du réseau

Alors que les compteurs évolués Linky et Gazpar font l’actualité et vont moderniser les systèmes de comptage en France pour des millions de consommateurs particuliers, le comptage évolué est déjà une réalité pour les compteurs dit « industriels », soit les moyens et gros utilisateurs du réseau (consommateurs ou producteurs).

Pour les gestionnaires de réseau, le télérelevé permet de récupérer à distance les informations enregistrées par le compteur pour la facturation et pour l’équilibre des réseaux.

Pour les utilisateurs, le télérelevé est techniquement identique, mais la finalité est plutôt de suivre sa consommation ou sa production, la qualité du réseau et de réaliser des économies d’énergies soit en kilowattheure, soit en euros.

C’est un droit essentiel pour le consommateur ou le producteur qui peut ainsi suivre son profil, optimiser ses process et valider ses options tarifaires.

Le télérelevé, comment ça marche ?

Le télérelevé permet au consommateur tertiaire ou industriel de lire les données de ses compteurs de manière automatique et sans avoir à se déplacer. Des acteurs tels qu’Eveler proposent des solutions globales de télérelevé dédiées à la gestion de l’énergie (consommation, production, distribution, fourniture).

Grâce à une courbe très précise sur laquelle apparaissent notamment les consommations en heures creuses ou en heures pleines, le client peut optimiser sa consommation.


Source : Eveler

Le retour sur investissement est rapide : moins de 15 jours après la mise en place de la télérelève, nos clients ont déjà rentabilisé leurs dépenses de départ. Et en prime, le télérelevé leur permet des économies de l’ordre de 5 à 20 % en fonction du postulat de départ.

Pour l’utilisateur dont les compteurs sont déjà communicants, la démarche est simple : il suffit qu’il demande le numéro de télérelevé et le « code esclave » à son gestionnaire de réseau de distribution. Aucune installation de matériel ni de déplacement n’est nécessaire, tout se fait à distance et le télérelevé est opérationnel en quelques minutes.

Le schéma ci-dessous illustre les principales architectures de télérelève. Les plates-formes de télérelève Eveler sont constituées de serveurs et d’étagères de modems qui utilisent le réseau téléphonique commuté (RTC) pour appeler les numéros fixes ou GSM des modems distants raccordées aux compteurs. En fonction du type de compteur appelé, le protocole de communication est adapté et le dialogue avec le compteur peut débuter.


Source : Eveler

A quoi ça sert ?

Les compteurs évolués peuvent enregistrer les puissances consommées ou produites par l’utilisateur du réseau toutes les 10 minutes. Cela permet donc à l’utilisateur une analyse très précise de la façon dont il soutire ou injecte sur le réseau. La simple analyse visuelle des courbes de charge montre des optimisations comme le décalage des consommations des heures pleines vers les heures creuses qui permettent de lisser la courbe de charge (graphique 1).


Les compteurs sauvegardent aussi les index, par périodes tarifaires, qui servent à calculer la facture.

Mais les compteurs évolués enregistrent aussi d’autres informations. Par exemple, en cas de coupure secteur, le compteur enregistre la date de début de la coupure et l’heure du retour de l'alimentation (graphique 2). Certains compteurs incluent même des fonctions de qualimétrie (baisse de tension, surtension, etc.).

Et demain ?

De nouvelles utilisations du télérelevé vont apparaître, notamment pour l’effacement qui devrait introduire de nouvelles fonctionnalités de télérelève. Lors de l’effacement, il faut en effet télé-relever juste avant l’effacement, juste après le début de l’effacement, et enfin à la fin de l’effacement pour calculer la quantité d’énergie réellement effacée.

Mais l’essentiel est que les utilisateurs du réseau puissent toujours disposer d’outils pour maîtriser leur consommation ou leur production en utilisant l’exhaustivité des données du compteur, qui est une vraie richesse pour les économies d’énergie.

En effet, eveler a constaté que la télérelève allait bien au-delà de la courbe de charge au pas 10 minutes. Les nouveaux clients viennent souvent chez eveler parce qu’ils ont besoin de la courbe de charge au pas 10 minutes mais ils découvrent toutes les informations qui sont présentes dans le compteur, comme par exemple :

  • le réactif, qui permet d’ajuster plus finement sa puissance souscrite dans le cas des raccordements en basse tension supérieurs à 36 kW et qui permet d’augmenter la durée de vie des équipements ;
  • l’analyse des coupures secteurs, qui permet de valider les engagements de qualité du distributeur ;
  • la qualimétrie : creux de tension, surtension, etc.
  • les options tarifaires.

Enfin, l’ouverture totale des marchés de l’électricité et du gaz attirent notre attention sur le rôle important de la CRE quant au caractère non discriminatoire d’accès aux données de comptage. Le fait est que, pour ouvrir les marchés, il faut que l’utilisateur puisse communiquer aux fournisseurs consultés les caractéristiques essentielles de ses points de livraison : est-ce que le compteur est télérelevé ? Quels sont les courbes de charge des douze derniers mois ? Etc. Pour toutes ces questions, la meilleure garantie reste la télérelève accessible aux utilisateurs.



Créée en 2011, eveler est spécialisée dans les services de télérelève des compteurs électriques industriels. L’entreprise, dont le nom est l’anagramme de « relève », propose des solutions globales de télérelève dédiées à la gestion de l’énergie. Celles-ci s’adressent aux consommateurs multi-sites (industries, stations de pompage, hypermarchés, etc.), aux collectivités territoriales, aux sociétés de services en efficacité énergétique (SSEE), ainsi qu’aux fournisseurs, distributeurs ou producteurs d’électricité alternative.

Le comptage évolué en gaz

La mise en place d’un système de comptage évolué a pour objectif de mettre à disposition des consommateurs des informations quotidiennes sur leur consommation de gaz naturel. Les fournisseurs pourront ainsi facturer leurs clients sur la base de leur consommation réelle et les consommateurs pourront s’engager dans la voie d’une meilleure maîtrise de la consommation d’énergie.

À l’issue d’une phase de concertations et de consultations publiques démarrée en 2008, la CRE a fixé par une délibération du 21 juillet 2011 les principales fonctionnalités et caractéristiques techniques du système de comptage évolué pour le marché de détail du gaz naturel.

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 21 juillet 2011 portant proposition d’approbation du lancement de la phase de construction du système de comptage évolué de GRDF

1. Les caractéristiques du comptage gaz sur les réseaux de distribution

L’article L. 453-5 du code de l’énergie confie aux gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel l’élaboration des prescriptions relatives au raccordement des installations des clients, y compris les matériels de comptage. Les gestionnaires de réseaux de distribution ont la responsabilité de vérifier périodiquement les compteurs et d’assurer l’entretien et le renouvellement des dispositifs de comptage. Cette vérification périodique d’étalonnage (VPE) est effectuée tous les 20 ans sur le marché de détail et donne lieu à un remplacement quasi systématique du compteur.

Sur le territoire national, le parc de compteurs installés chez les clients finals représente environ 11 millions d’unités pour GRDF et 500 000 unités pour les entreprises locales de distribution (ELD). Près de 99 % des compteurs sont installés chez des clients résidentiels ou petits professionnels. Ces compteurs sont relevés deux fois par an en règle générale.

La technologie du compteur à soufflet (dit aussi compteur à membrane) est de loin la plus répandue pour le marché de détail. Le compteur mesure des volumes de gaz consommé par le client, exprimés en m3. Pour convertir ce volume en énergie (kWh), il est nécessaire de disposer du pouvoir calorifique supérieur (PCS) du gaz. Cette information est transmise, pour un jour donné, par les gestionnaires de réseau de transport aux gestionnaires de réseaux de distribution dans un délai moyen de 48 heures. L’affichage en temps réel de la consommation de gaz en énergie ne peut donc être qu’indicatif, même dans la perspective d’une mise en place d’un système de comptage évolué.

2. Les objectifs visés en matière de comptage évolué gaz

L’adaptation du parc de compteurs actuel est une opération qui entraîne le remplacement anticipé d’un grand nombre de compteurs, l’acquisition et le déploiement de matériels spécifiques (modules de télé-relève, système de communication, concentrateurs, etc.), ainsi que l’adaptation de matériels ou systèmes existants (en particulier les systèmes d’information).

Outre la nécessité de répondre aux contraintes législatives ou réglementaires en vigueur, un projet de cette envergure, porteur d’opportunités, doit s’évaluer au regard des gains escomptés :

  • l’amélioration des conditions de fonctionnement du marché, permettant ainsi de créer un cadre favorable à l’arrivée de nouveaux entrants et d’accroître la confiance des consommateurs ;
  • le développement de la maîtrise de la demande d’énergie, dans un contexte où cette maîtrise devient l’affaire de tous, contribuant par ailleurs à accroître le dynamisme et l’attractivité du marché ;
  • l’amélioration de la performance et du service rendu globalement par les gestionnaires de réseaux au bénéfice de l’ensemble des parties prenantes et, notamment, des consommateurs et des fournisseurs.

1. L’amélioration du fonctionnement du marché du gaz naturel

L’amélioration de l’information du client sur les caractéristiques réelles de sa consommation constitue une condition essentielle de sa confiance dans le fonctionnement du marché (qualité de sa relation avec les fournisseurs).

Les relèves physiques, dites « réelles », ne s’effectuant que tous les six mois sur le marché de détail, la facturation des clients par les fournisseurs est réalisée, entre deux relèves réelles, à partir de données estimées, calculées sur la base d’historiques de consommation. Ces estimations sont par nature imprécises et sont régulièrement génératrices de contestations de factures.

Par ailleurs, de nombreux processus de marché (mises en service, mises hors service, changements de fournisseur, relèves spéciales, etc.) s’appuient sur les données de comptage (index de départ, index de clôture). La faible fréquence de relève sur le marché de détail et, dans certains cas, l’impossibilité d’accès aux dispositifs de comptage ou à la mise à disposition d’auto-relevé réduisent de ce fait la fluidité, la rapidité et l’efficacité de ces processus. Le développement de la concurrence sur la fourniture de gaz naturel sera ainsi favorisé par la simplicité et la rapidité des opérations de changement de fournisseur, mais aussi par l’apparition de nouveaux services et d’offres commerciales plus adaptées aux profils de consommation.

L’un des objectifs visés par le déploiement de systèmes de comptage évolué est de permettre la collecte à distance des données de comptage par les gestionnaires de réseaux de distribution (ou « télé-relève ») ainsi que leur mise à disposition, dans des délais courts et de façon automatisée, aux acteurs concernés (transporteurs, fournisseurs, consommateurs, etc.).

2. Le développement de la maîtrise de la demande en énergie

La fréquence de relève semestrielle, actuellement pratiquée pour les consommateurs résidentiels et petits professionnels, n’est pas suffisante pour inciter efficacement les clients finals à maîtriser leur consommation de gaz naturel. La mise à disposition de données de comptage à une fréquence plus élevée que celle permise par les systèmes actuels permettra aux consommateurs de mieux connaitre leur consommation de gaz naturel et ainsi de pouvoir la maîtriser.

Le système de comptage évolué sera également un maillon nécessaire à une politique d’efficacité et de transition énergétique. En particulier, les données remontées par le système de comptage évolué pourront être utilisées dans le cadre des politiques publiques locales afin de mieux évaluer leur impact, de cibler les aides en termes de territoires ou de populations et ainsi de maximiser leur effet sur les réductions de consommation, dans le cadre des plans climat-énergie territoriaux, des opérations programmées d'amélioration thermique des bâtiments (OPATB), etc. Ces données permettront également d’évaluer plus précisément les économies réalisées dans le cadre d’aides ou de dispositifs nationaux (éco PTZ, crédits d’impôts, certificats d’économies d’énergie, etc.).

Dans ce cadre, le système de comptage évolué sera un maillon important d’une politique d’efficacité et de transition énergétique.

3. La performance des gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel

La modernisation des infrastructures, l’amélioration de la réactivité des gestionnaires de réseaux de distribution ainsi que la meilleure connaissance des quantités de gaz naturel acheminées et consommées permises par le déploiement de systèmes de comptage évolué permettront l’optimisation de la gestion des réseaux de gaz naturel.

En particulier, bien que la mise en place de systèmes de comptage évolué n’ait pas pour objectif principal de réduire les pertes non-techniques des gestionnaires de réseaux, elle peut y contribuer. En effet, ces pertes non-techniques trouvent majoritairement leurs causes dans les situations de fraudes, de dysfonctionnements de compteurs et d’énergie non facturée dans le cas du service de « maintien d’énergie » entre deux occupants successifs d’un même logement.

Par ailleurs, le système de comptage évolué est une des briques du développement des Smart gas grids. Ceux-ci devraient permettre de développer l’injection de biométhane dans les réseaux de distribution et de venir en appui des réseaux électriques et de chaleur pour une gestion avancée des moyens de production et de stockage d’énergie distribuée et renouvelable.

Le système de comptage évolué de GRDF

1. Introduction

GRDF prépare depuis 2007 un projet de comptage évolué pour le marché de détail du gaz naturel, représentant environ 11 millions de consommateurs, résidentiels et petits professionnels desservis par le gestionnaire de réseaux. Ce projet a pour objectif de remplacer l’ensemble des compteurs existants par des compteurs évolués, baptisés « Gazpar », permettant la relève à distance et la transmission des index réels de consommation aux fournisseurs sur un pas de temps mensuel ou lors d’événements contractuels (mises en service, évolutions tarifaires, etc.).

Le déploiement de systèmes de comptage évolués est prévu au niveau européen par les directives 2009/73/CE du 13 juillet 2009 concernant les règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique ainsi que, en droit interne, par l’article L. 453-7 du code de l’énergie.

Dans un contexte européen (directive sur l’efficacité énergétique notamment) et national (débat sur la transition énergétique) où la maîtrise de la demande énergétique devient un enjeu majeur, ce projet constituera un outil structurant pour le secteur de l’énergie.

2. L’expérimentation menée par GRDF

Dans sa délibération du 3 septembre 2009, la CRE a demandé à GRDF de réaliser une expérimentation afin de valider certains aspects techniques, fonctionnels et économiques des systèmes de comptage évolué gaz de type AMR (Automated Meter Reading).

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 3 septembre 2009 portant orientations relatives aux systèmes de comptage évolué pour le marché de détail du gaz naturel

1. L'organisation de l’expérimentation

GRDF a lancé début 2010 l’expérimentation de mise en œuvre de systèmes AMR sur environ 18 500 clients répartis sur quatre sites pilotes : les communes de Saint Omer (62), Étampes (91), Saint Denis Laval / Pierre Bénite (69) et Auch (32). Quatre solutions différentes proposées par quatre équipementiers distincts (respectivement Itron, Elster, Panasonic et Ondeo Systems) ont ainsi été expérimentées sur ces sites pilotes.



Source : GRDF

2. Les solutions techniques testées

Les quatre équipementiers sélectionnés par GRDF ont déployé un système de comptage évolué répondant aux caractéristiques demandées par la CRE. Chacune des solutions proposées était néanmoins spécifique.

Le schéma ci-dessous rappelle les principaux composants des quatre solutions déployées par les constructeurs.


Source : GRDF

La composition des quatre solutions déployées par les constructeurs sont les suivantes :

Equipementiers Itron Elster Ondeo Panasonic
Nombre de compteurs posés 4 415 4 048 5 385 4 608
Nombre de concentrateurs posés 11 3 7 24
Nombre de répéteurs posés 222 966 0 900
Source : GRDF

3. Le déroulement de l’expérimentation


À partir de juillet 2010, à l’issue du déploiement du matériel, la phase d’exploitation/maintenance de l’expérimentation a également permis de développer et de tester de nouveaux services afin d'identifier le niveau de fonctionnalités nécessaire au système à mettre en place et de mesurer, via des questionnaires qualitatifs, la satisfaction des clients et les effets éventuels sur leur consommation d’énergie.

Cette seconde phase associait l’ensemble des parties prenantes (fournisseurs, associations de consommateurs, autorités concédantes, équipementiers, etc.) et s’est terminée en juin 2011.

Des retours d’expérience permettant d’analyser et d’évaluer le déroulement du déploiement, le fonctionnement des matériels et les tests « clients » effectués ont été réalisés tout au long de la phase d’expérimentation. Ils ont permis de préparer les éléments d’analyse à une éventuelle décision de généralisation d’un système de comptage évolué gaz en France.

Le schéma ci-dessous présente les différentes phases de l’expérimentation.


Source : GRDF

3. Les grandes étapes du projet de comptage évolué gaz

1. L’étude technico-économique de la CRE

Sur la base de l’expérimentation menée en 2010 et 2011 et des travaux menés en parallèle, GRDF a déterminé le système cible à mettre en œuvre pour le déploiement généralisé d’un système de comptage évolué en gaz naturel.

Les fonctionnalités et la solution technique proposées par GRDF ont été validées par la délibération de la CRE du 21 juillet 2011, sur la base d’une étude technico-économique réalisée par la CRE. Cette étude, qui visait à analyser les effets du déploiement d’un système de comptage évolué sur l’ensemble de la chaîne gazière et à étudier les bénéfices attendus pour les consommateurs finals, notamment en termes de maîtrise de la demande d’énergie (MDE), a montré que le projet de GRDF est équilibré voire nettement positif si on intègre tout ou partie des gains de MDE.

Cette délibération a également validé la structuration du projet en deux phases distinctes :

  • la phase de construction de la solution (prévue entre mi-2011 et fin 2015) ;
  • la phase de déploiement généralisé (prévue entre fin 2015 et fin 2022) qui doit permettre le déploiement de 11 millions de compteurs sur sept ans.

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 21 juillet 2011 portant proposition d’approbation du lancement de la phase de construction du système de comptage évolué de GRDF

L’étude technico-économique menée par la CRE en 2011 a été mise à jour au début de l’année 2013 afin, d’une part, de prendre en compte les premiers éléments de retour d’expérience issus de la phase de construction et, d’autre part, de mettre à jour les différentes hypothèses.

Sur une période d’analyse de vingt ans, le bilan économique du projet industriel de GRDF présente une VAN de - 318 M€ avant la prise en compte des gains de MDE. Après intégration de ces gains, le projet devient nettement positif, avec une VAN de + 835 M€. En effet, la mise à disposition plus fréquente de données de consommation doit permettre de réaliser 1,5 % d’économie sur la consommation domestique de chauffage et d’eau chaude sanitaire (soit environ 100 TWh par an actuellement), correspondant à un gain de plus d’1 Md€.



2. L’élaboration du scénario de déploiement

L’approfondissement des travaux menés depuis mi-2011 a permis d’affiner les grandes lignes du scénario de déploiement envisagé.

Le scénario retenu prévoit :

  • un démarrage progressif du déploiement des compteurs comprenant :
    • un « pilote » de 150 000 compteurs pendant un an, de fin 2015 à fin 2016 ;
    • une phase de déploiement industriel avec un nombre de compteurs installés chaque année compris entre 0,7 million (2017) et 2,6 millions (2020).
  • un déploiement du réseau de communication (concentrateurs) légèrement plus rapide pour permettre la communication au plus tôt des compteurs posés. La pose des concentrateurs liés au pilote interviendra à compter de mi-2015. La totalité des 15 000 concentrateurs seront installés à fin 2020.

À la différence du projet Linky (système de comptage évolué en électricité pour le domaine de tension en BT ≤ 36 kVA) pour lequel une phase d’expérimentation a déjà été menée à grande échelle (270 000 compteurs installés en 2010 et en 2011), une phase dite de « pilote » doit être menée par GRDF en 2016 sur 150 000 compteurs. La finalité du pilote est de s’assurer du bon déroulement du déploiement à venir et du bon fonctionnement des premiers compteurs posés pendant cette phase et mis en service dans des conditions réelles d’utilisation.

Le taux cible de déploiement de compteurs posés et communicants à la fin théorique du déploiement (soit le 31 décembre 2022) est de 90,6 % sur l’assiette des compteurs actifs et inactifs. Cet objectif est cohérent avec la cible de 95 % du parc actif équipé de compteurs évolués en fin de déploiement industriel définie dans le cadre de l’étude technico-économique de la CRE mise à jour en 2013.

3. L’approbation par les ministres chargés de l’énergie et de la consommation de la mise en œuvre du déploiement généralisé

Après la première phase d’expérimentation et d’analyses technico-économiques menées par GRDF et la CRE en concertation avec les acteurs de marché, le projet est entré après mi-2011 dans une seconde phase de conception et de préparation d’une décision éventuelle de déploiement généralisé de ces compteurs.
Ainsi, GRDF a engagé en juillet 2011 les travaux de construction de la solution (rédaction des spécifications des systèmes d’information et des compteurs, lancement des appels d’offres relatifs aux systèmes d’information, etc.) en concertation avec les différentes parties prenantes.

Conformément aux dispositions de l’article L. 453-7 du code de l’énergie, le lancement du déploiement généralisé du système de comptage évolué de GRDF est subordonné à une décision d’approbation préalable des ministres chargés de l’énergie et de la consommation, sur proposition de la CRE. Cette décision est fondée sur une « évaluation économique et technique des coûts et bénéfices pour le marché et pour les consommateurs du déploiement des différents dispositifs ». Sur la base des résultats de l’étude technico-économique détaillée plus haut, la CRE a proposé, dans sa délibération du 13 juin 2013, aux ministres chargés de l’énergie et de la consommation d’approuver la mise en œuvre du déploiement généralisé du système de comptage évolué de GRDF.

Par courrier en date du 25 juillet 2013, les ministres chargés de l’énergie et de la consommation ont indiqué à la CRE qu’ils étaient « favorables à ce que le projet de compteurs communicants se concrétise selon le calendrier et les étapes prévues par GRDF » et que leur « décision d’approbation définitive, telle que prévue à l’article L. 453-7 du code de l’énergie, sera prise dès que les résultats de l’appel d’offres auront permis de confirmer les conditions économiques d’acquisition des matériels et des services et le bénéfice pour les consommateurs ».

Les appels d’offres lancés par GRDF sur les compteurs, modules radio et concentrateurs ont été finalisés début 2014. GRDF a confirmé par courrier à la CRE en date du 20 mars 2014 que ces résultats sont « globalement conformes aux hypothèses prises lors de l’étude technico-économique de juin 2013 » et ne remettent donc pas en cause l’équilibre économique du projet de comptage évolué. Les analyses menées par la CRE ont confirmé ces conclusions.

Par courrier en date du 23 avril 2014, la CRE a informé les ministres chargés de l’énergie et de la consommation que ces éléments permettaient de justifier une décision d’approbation formelle et définitive du déploiement généralisé du système de comptage évolué de GRDF.

Le ministre chargé de l’énergie a annoncé le 4 septembre 2014 avoir signé la décision d’approbation définitive du déploiement par GRDF des compteurs Gazpar. Cette décision d’approbation a également été signée par le ministre chargé de la consommation.

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 13 juin 2013 portant proposition d’approbation du lancement du déploiement généralisé du système de comptage évolué de GRDF
Décision du 23 septembre 2014 relative à la généralisation du projet de compteurs communicants en gaz naturel
Consulter le dossier du "Décryptages numéro 36 - Compteurs Gazpar : en route pour le déploiement" de la CRE

La régulation incitative des systèmes de comptage évolués en électricité et en gaz

Les projets de systèmes de comptage évolués d’ERDF et de GRDF diffèrent des projets classiques portés par ces deux gestionnaires de réseaux de distribution par le niveau élevé de leurs coûts, par celui des gains attendus pour les marchés de l’électricité et du gaz naturel, ainsi que par leurs délais de mise en œuvre.

  Linky Gazpar
Nombre de compteurs communicants à poser 35 millions 11 millions
Niveau de l’investissement Environ 5 milliards d’euros Environ 1 milliard d’euros
Période de déploiement 2015 à 2021 2016 à 2022

Étant données l’ampleur de ces projets et la nécessité de se prémunir contre toute dérive des coûts et des délais prévisionnels, un cadre de régulation spécifique a été mis en œuvre pour chacun des deux projets afin d’inciter les opérateurs à :

  • respecter les calendriers de déploiement ;
  • maîtriser les coûts d’investissement ;
  • garantir le niveau de performance attendu des systèmes de comptage.

Dans ce cadre, les deux délibérations de la CRE du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué de GRDF et portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué d’ERDF dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA, prises après consultations publiques et consultation du Conseil supérieur de l’énergie (CSE), définissent les cadres de régulation incitative spécifiques à chacun des deux projets de comptage évolué. Ces délibérations modifient et complètent les délibérations du 12 décembre 2013 portant décision relative aux tarifs d’utilisation d’un réseau public d’électricité dans le domaine de tension HTA ou BT (TURPE 4) et du 28 février 2012 portant décision sur le tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GrDF (ATRD 4).

Des cadres de régulation aux principes similaires

La mise en œuvre des projets de comptage évolué, du fait de leur caractère exceptionnel dans leurs dimensions techniques, industrielles et financières, génèrera des risques différents de ceux habituellement rencontrés par les opérateurs dans la conduite de leur activité traditionnelle. La CRE a considéré qu’ERDF et GRDF devaient être responsabilisés et incités à la bonne réussite des projets en termes de performances et de respect des coûts et des délais et qu’ils devront, à ce titre, assumer les conséquences financières d’éventuelles dérives.

Dans ce contexte, une prime incitative a été attribuée aux actifs liés aux projets mis en service entre le 1er janvier 2015 et le 31 décembre 2021 pour le projet Linky, et entre le 1er janvier 2017 et le 31 décembre 2022 pour le projet Gazpar.

Les opérateurs bénéficieront de l’intégralité de la prime si l’ensemble des objectifs de délais, de coûts et de performance sont atteints. En revanche, toute dérive de la performance globale des opérateurs viendra, au travers de pénalités, diminuer cette prime incitative et, au-delà de certains seuils de contre-performance, réduire la rémunération des actifs de comptage en-deçà du taux de rémunération de base, dans la limite d’un plancher. Ce plancher traduit un plafonnement du montant global des pénalités liées au respect des délais de déploiement, des coûts d’investissement et à la performance du système de comptage évolué.

Un suivi régulier des projets tout au long du déploiement a ainsi été mis en place, avec notamment :

  • un suivi biennal du respect des calendriers prévisionnels de déploiement du projet, avec des pénalités en cas de retard. Pour chaque période de suivi, la non atteinte du taux de déploiement prévisionnel donne lieu à une pénalité proportionnelle au retard constaté ;
  • un suivi annuel des coûts unitaires des compteurs communicants, avec des malus (respectivement bonus) en cas de dérive (respectivement diminution) de ces coûts. Une dépense réelle d’investissement supérieure au coût de référence (noté « C » dans le schéma ci-dessous) conduit ainsi à une rémunération plus faible de la part des investissements en écart. Au contraire, une dépense réelle d’investissement inférieure au coût de référence permet à l’opérateur de conserver un montant de prime identique à celui qu’il aurait perçu sans cette économie ;


  • un suivi annuel de la performance des systèmes en termes de qualité du service rendu, dès le début de la phase de déploiement, avec des incitations financières en fonction de l’atteinte ou non d’objectifs prédéfinis.

Les délibérations de la CRE fixent les valeurs de référence pour le suivi des délais et des coûts unitaires pour l’ensemble des périodes de déploiement. Les objectifs et niveaux d’incitations financières relatifs au suivi de la performance sont quant à eux fixés pour les quatre premières années du déploiement.

Les charges d’exploitation relatives aux projets de comptage feront l’objet d’un suivi particulier, notamment à l’occasion de l’élaboration des prochains tarifs. Lors de chaque exercice tarifaire, en gaz comme en électricité, la CRE s’assurera que les trajectoires de charges d’exploitation présentées par les opérateurs sont cohérentes avec les trajectoires prévisionnelles de réduction des coûts et les trajectoires prévisionnelles de charges d’exploitation des systèmes de comptage évolué.

Schéma global du cadre de régulation des deux projets

Par ailleurs, en l’absence de prime incitative pour les investissements liés aux systèmes d’information (SI) pour le projet Gazpar, une régulation incitative spécifique à la maîtrise de ces dépenses a été mise en œuvre afin d’assurer l’optimisation des coûts d’investissement dans les SI sur les années 2014 à 2016, période sur laquelle porte l’essentiel des investissements liés aux SI.

À la différence de Linky pour lequel une phase d’expérimentation a déjà été menée à grande échelle (270 000 compteurs installés en 2010), une phase dite de « pilote » restera à mener par GRDF en 2016 sur 150 000 compteurs. La finalité du pilote est de s’assurer du bon déroulement du déploiement à venir et du bon fonctionnement des premiers compteurs posés pendant cette phase et mis en service dans des conditions réelles d’utilisation. Compte tenu des risques de dérive du calendrier du pilote non maîtrisables par GRDF, du montant limité des dépenses d’investissement en actifs de comptage pour le pilote (environ 15 millions d’euros) par rapport au coût total du projet et de la finalité de cette phase, la CRE a considéré qu’un traitement spécifique du pilote était justifié. Aussi, une régulation incitative adaptée à la situation du pilote a été mise en place. Cette régulation autorise, notamment et sous conditions, un décalage du calendrier prévisionnel de déploiement.

Une clause de rendez-vous est, également, mise en place pour chacun des deux projets. Cette clause, activable dès l’entrée en vigueur des délibérations de la CRE, permet d’examiner les conséquences éventuelles d’événements exogènes aux opérateurs ayant des effets significatifs sur l’équilibre économique des projets ou sur leur calendrier de déploiement.

La délibération portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué de GRDF détermine par ailleurs la règle d’évolution de la grille tarifaire de GRDF au 1er juillet 2015, afin de tenir compte de la couverture des coûts du système de comptage évolué sur la période comprise entre mi-2013 et fin 2015. La prise en compte de ces coûts se traduit par l’ajout à la formule d’évolution annuelle du tarif au 1er juillet 2015 d’un facteur « C » égal à + 1,32 %.

Concernant l’électricité, la délibération de la CRE a mis en place un mécanisme de différé, jusqu’à la fin théorique du déploiement massif (soit 2021), des effets du projet Linky sur les charges d’exploitation et de capital d’ERDF. Pendant ce différé, ces effets seront imputés sur un compte régulé de lissage (CRL). Puis, le CRL sera progressivement apuré chaque année, au travers d’un ajustement du tarif, jusqu’à son complet apurement en 2030. Compte tenu de la mise en place du CRL, le niveau du tarif d’acheminement actuellement en vigueur reste inchangé.

Pour en savoir plus :

Délibération de la CRE du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué de GRDF
Délibération de la CRE du 17 juillet 2014 portant décision sur le cadre de régulation incitative du système de comptage évolué d’ERDF dans le domaine de tension BT ≤ 36 kVA

Table ronde sur le compteur électrique évolué

En septembre 2010, des amendements à la loi NOME ont été déposés concernant le compteur évolué. Ces amendements ont été retirés du projet de loi en échange de l’organisation d’un débat sur le compteur évolué, qui s’est tenu le mercredi 1er décembre 2010 au Sénat. Ce débat a permis de répondre aux questions relatives à la généralisation du compteur Linky, la confidentialité des données, les bénéfices attendus parmi lesquels la maîtrise de la demande en énergie.

aperçuM. Ladislas PONIATOWSKI
(Président du Groupe d'études de l'énergie)

aperçuMme Christine LE BIHAN-GRAF
(Commission de régulation de l'énergie, CRE)

aperçuMme Michèle BELLON
(Electricité Réseau Distribution France, ERDF)

aperçuM. Alain BAZOT
(UFC-Que Choisir?)

aperçuDébat n°1

aperçuM. Claude DOMEIZEL
(Commission nationale de l'informatique et des libertés, CNIL)

aperçuMme Virginie SCHWARZ
(Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie, ADEME)

aperçuM. Pierre BIVAS
(Voltalis)

aperçuM. Bernard DELPECH
(Electricité de France, EDF)

aperçuPierre-Marie ABADIE
(Direction de l'énergie)

aperçuDébat n°2

Les projets de compteurs évolués en Europe

Les politiques de déploiement des compteurs évolués ne sont pas uniformes dans toute l’Europe car les projets n’en sont pas tous au même point. En ce qui concerne l’électricité, en Italie et en Suède, respectivement 90 et 99 % des clients finals sont déjà équipés de compteurs évolués, alors que la France n’en est encore qu’à un stade d’expérimentation et que, dans beaucoup d’autres pays, les projets ne sont encore que des scénarios envisagés. Pour le gaz, seule l’Italie a mis au point un déploiement.

Bien que les cadres réglementaires encadrant le déploiement des systèmes de comptage évolué varient d’un pays à un autre, on observe toutefois une récurrence des types de bénéfices attendus sur le plan de la performance du système électrique, dans le cas de dispositif type AMM :

  • baisse des coûts de facturation ;
  • baisse des coûts de gestion des clients ;
  • baisse des fraudes sur les compteurs ;
  • baisse des appels au service client ;
  • baisse des coûts de vérification des compteurs ;
  • baisse des coûts de recherche de panne sur le réseau.

Les bénéfices attendus pour les clients finals proviennent d’une facturation sur index réel, d’une meilleure information sur la consommation et de la suppression des interventions physiques nécessitant la présence du client. Le développement d’offres horo-saisonnalisées et de services domotiques permettra d’agir sur la consommation.

Les questions de l’accès aux données et du respect de la vie privée font l’objet d’une attention particulière dans tous les pays même si, en 2009, la plupart des pays européens n’avait pas de législation traitant le caractère privé du comptage.


Électricité


L’objectif principal qui ressort, pour les pays suivants, est d’améliorer l’efficacité énergétique et d’assurer une fréquence plus élevée des relevés de comptage et, pour certains pays, de gérer la pointe. Chaque pays a développé sa stratégie de déploiement en fonction du contexte d’évolution du marché de l’électricité.

Principaux objectifs du déploiement de systèmes de comptage évolués :

Fréquence des relevés de
comptage plus élevée
Efficacité énergétique
Gestion de la pointe
France
Allemagne
Grande-Bretagne
Italie
Pays-Bas
Suède

L'état de déploiement des systèmes de comptage évolué en électricité en Europe

Sources : Benchmarking smart metering deployment in EU, Klaus-Dieter BORCHARDT Director – Internal Energy Market Directorate-General for Energy European Commission, 26 June 2014

Sources : Benchmarking smart metering deployment in EU, Klaus-Dieter BORCHARDT Director – Internal Energy Market Directorate-General for Energy European Commission, 26 June 2014

Pour en savoir plus :

Analyse comparative du déploiement de compteurs intelligents dans l’UE-27 visant plus particulièrement le marché de l’électricité

Gaz

Bien que la réflexion autour des comptages évolués en gaz soit moins avancée que celle en matière d’électricité, la dynamique de déploiement de ces systèmes de comptage évolué est en marche comme l’illustre la carte ci-après :

Sources : Benchmarking smart metering deployment in EU, Klaus-Dieter BORCHARDT Director – Internal Energy Market Directorate-General for Energy European Commission, 26 June 2014

L’efficacité énergétique a été également définie comme enjeu majeur pour le déploiement des compteurs évolués en gaz. En France, dans sa délibération du 3 septembre 2009, la CRE a recommandé de procéder à une évaluation notamment des fonctionnalités des compteurs évolués, des impacts économiques ainsi que des apports en termes de maîtrise de la demande d’énergie avant de procéder à toute généralisation.

Les projets par pays

En Europe, deux pays font figure de leaders dans l’installation des compteurs intelligents à grande échelle : l’Italie, atteindra les 36 millions de compteurs installés d’ici à 2011, et la Suède, qui veut faire face à la difficulté d’intervention chez les clients à cause de leur dispersion sur de grandes étendues, avec un taux de pénétration proche de 100 %.

Source : Commission européenne
Coût global du projet (milliards d’euros)
Nombre de compteurs (millions)
Coût global par compteur (euros)
Bénéfices par compteur (euros)
Allemagne
14,5
47,9
546
493
Autriche
3,2
5,7
590
694
Belgique
 
 
 
 
• Bruxelles Capitale
0,46
0,62
ND
ND
• Wallonie
2,23
1,9
ND
ND
• Flandres
1,9
3,45
ND
ND
République tchèque
4,4
5,7
766
499
Danemark
0,31
3,28
225
233
Espagne
ND
27,77
ND
ND
Estonie
ND
0,7
110
191
Finlande
0,69
3,3
210
ND
France
4,5
35
135
ND
Grèce
1,7
7
309
436
Irlande
1,04
2,2
473
551
Italie
3,4
36,7
94
176
Lettonie
0,75
1,09
302
18
Lituanie
0,25
1,6
123
82
Luxembourg
0,035
0,26
142
162
Malte
ND
0,26
ND
ND
Pays-Bas
3,34
7,6
220
270
Pologne
2,2
16,5
167
177
Portugal
0,64
6,5
99
202
Roumanie
0,71
9
99
77
Royaume-Uni
9,3
32,9
161
377
Slovaquie
0,069
2,65
114
118
Slovénie
ND
ND
ND
ND
Suède
1,5
5,2
288
323

Allemagne

En Allemagne, la mise en place de systèmes de télé-relève semble peu d’actualité. Une réflexion est en cours au sein du VDN sur les modalités de mise en œuvre d’un système de comptage évolué. Alcatel-Lucent a installé en 2009 des compteurs intelligents dans 550 foyers, avec la compagnie d’électricité KELAG Netz. Alcatel-Lucent s’est allié à l’opérateur Vodafone Germany et au fabricant de compteurs intelligents DIEHL Energy Solutions pour offrir un système complet. Alcatel-Lucent mène aussi, en partenariat avec Deutsche Telekom, un test parallèle de compteurs intelligents dans 700 foyers de la ville allemande de Friedrichshafen.

Pour en savoir plus :

La régulation allemande des Smart grids : le cas des compteurs évolués

Belgique

Pour des raisons liées à la structure de l’État belge et à la répartition des compétences en matière de politique énergétique entre l’État fédéral et les régions, les analyses technico-économiques relatives au déploiement généralisé des compteurs électriques évolués menées en Belgique ont été conduites par les trois régions : la région flamande, la région wallonne et la région de Bruxelles-Capitale.

Les autorités respectives de ces trois régions ont désigné leur régulateur régional pour veiller à la mise en œuvre de l’évaluation technico-économique demandée par l’Union européenne dans la directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 : le Vlaamse Regulator van de Elektriciteits – en Gasmarkt (VREG) pour la région flamande, la Commission wallone pour l’énergie (CWaPE) pour la région wallonne et le Brugel pour la région de Bruxelles-Capitale. La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) est l’instance de régulation fédérale dont le rôle est notamment d’approuver les nouveaux tarifs de réseau.

Chaque région belge a ainsi mené sa propre étude technico-économique en tenant compte des paramètres de la région concernée (environnement économique, social, etc.). Les modèles économiques et les scénarios choisis dans chaque étude étaient donc différents. Ces études ont amené les autorités de chaque région à conclure à la non-généralisation des compteurs électriques évolués :

  • le Parlement de la région de Bruxelles-Capitale a publié un rapport dont l’analyse coûts/bénéfices est négative (valeur actuelle nette négative sur une période de 20 ans pour un déploiement de 80 % des compteurs) pour l’ensemble des acteurs de la chaîne de valeur concernés par le déploiement des nouveaux compteurs (producteurs, gestionnaires de réseau, fournisseurs, consommateurs) ;
  • en juin 2011, la CWaPE a été chargée de réaliser l’évaluation technico-économique relative au déploiement des compteurs évolués pour la région wallonne. Cette analyse étant négative pour un déploiement complet des compteurs évolués (résultat net négatif de - 186 millions d’euros, pour un coût de 2,2 milliards d’euros), le régulateur wallon a émis un avis négatif sur le déploiement généralisé des compteurs évolués dans sa région ;
  • en Flandre, l’analyse technico-économique liée au scénario de déploiement de 80 % des compteurs en 2020 donne un résultat négatif d’environ 200 millions d’euros. Pour cette raison, mais également en raison de nombreuses incertitudes dans l’actuelle analyse coûts/bénéfices, du coût d’investissement élevé et de la répartition des frais afférente, le gouvernement flamand a décidé, en juin 2012, de reporter sa décision de généralisation de compteurs évolués.
Région de Belgique
Flandre
Wallonie
Bruxelles
Organisme commanditaire
VREG
CWaPE
BRUGEL
IBGE
Description
- Analyse de faisabilité technique
- Analyse Coûts et Avantages (ACA)
- Impact environnemental et social
- Analyse de faisabilité technique
- Analyse Coûts et Avantages (ACA)
- Impact environnemental et social
- Analyse de faisabilité technique
- Analyse Coûts et Avantages (ACA)
- Impact environnemental et social
Bureau d'étude
KEMA
Capgemini
Capgemini
PwC
Année de réalisation
2008 et 2011/2012
2011/2012
2010/2012
2011/2012

L’organisme de concertation entre l’État fédéral et les régions en matière énergétique « CONCERE/ENOVER » a été chargé de mutualiser ces informations et de présenter un rapport de synthèse à l’Union européenne. Ce « rapport sur l’évaluation économique relative aux systèmes intelligents de mesure en Belgique » a donc conclu que les « conditions exigeant la mise en œuvre de systèmes intelligents de mesure au moins chez 80 % des consommateurs à l’horizon 2020 ne sont pas rencontrées ».

Une procédure de concertation structurelle a également été initiée entre le régulateur fédéral et les trois régulateurs régionaux dans le cadre du Forum des régulateurs belges (FORBEG).

Cependant, les trois régions poursuivent tout de même leurs projets-pilotes de compteurs évolués d’électricité et de gaz.

Dans la région de Bruxelles-Capitale, le gestionnaire du réseau de distribution Sibelga, met en œuvre un projet pilote permettant de tester les fonctionnalités des compteurs évolués et d’équiper certains utilisateurs (industriels et commerciaux) de compteurs télé-relevés (index ou courbes de charges). La consommation d’électricité et de gaz des utilisateurs concernés par ces compteurs devrait atteindre, respectivement pour l’électricité et le gaz, 55 % et 35 % de la consommation totale sur le réseau de distribution de la région de Bruxelles-Capitale.

En région wallonne, deux projets pilotes sont en cours à Marche et à Nivelles. Le gestionnaire des réseaux de gaz et d’électricité Ores, présent dans 198 communes wallonnes, installe 1 500 compteurs évolués, dont 1 250 compteurs électriques et 250 compteurs de gaz. L’objectif est de tester la faisabilité technique et la capacité à rapatrier les données de consommation.

En Flandre, le gestionnaire de réseau Eandis a lancé, en juin 2011, un projet-pilote de 40 000 compteurs évolués sur l’ensemble du territoire. Mis en œuvre après une première expérimentation de 4 300 compteurs d’électricité et de gaz naturel évolués dans les localités malinoises de Leest et Hombeek, ce projet est à la fois une expérimentation technique (test des fonctionnalités et des protocoles de communication) et logistique (processus de déploiement) mais également une expérimentation économique, qui permettra de tester les processus de marché. Ce projet doit également permettre d’obtenir de plus amples informations sur les coûts et les avantages du compteur intelligent.

Pour en savoir plus :

Rapport sur l’évaluation économique relative aux systèmes intelligents de mesure en Belgique

France

En France, le projet de déploiement de compteurs évolués vise cinq objectifs : l’information des clients finals, l’amélioration de la qualité de service, la contribution à la MDE, l’amélioration du fonctionnement du marché et la maîtrise des coûts des gestionnaires de réseau. Pour cela, l’expérimentation Linky a été mise en place.

Pour en savoir plus :

Focus sur l’expérimentation Linky
La généralisation du système de comptage évolué Linky

Grande-Bretagne

Au Royaume-Uni, ce sont les fournisseurs d’électricité et de gaz qui sont chargés du déploiement des compteurs évolués.

Le gouvernement britannique a fixé à 2019 la date butoir pour le déploiement de compteurs évolués dans l’ensemble du pays.

Les grandes orientations du programme de compteurs évolués ont été définies par le gouvernement à la suite de consultations publiques.

Outre-Manche, l’approche est multi-énergies : le programme prévoit le remplacement de 53 millions de compteurs (électricité et gaz) pour 30 millions de foyers. Un ensemble de spécifications techniques pour le comptage évolué électrique et gaz a été récemment publiées par le Département en charge de l’énergie et du climat. Ce document présente les exigences minimales concernant les caractéristiques physiques, les fonctionnalités, les interfaces et la gestion des données.

Le consommateur est placé au cœur du futur dispositif et devra jouer un rôle important, notamment pour atteindre les gains estimés dans les études initiales. Pour cela, un afficheur « In-Home Display » sera fourni lors du déploiement, il permettra aux consommateurs de connaître leur consommation d’énergie.

Dans ce cadre, Centrica, le premier fournisseur britannique d’électricité et de gaz a confié à Oxford Economics la réalisation d’une étude technico-économique sur le déploiement de compteurs évolués en électricité et en gaz au Royaume-Uni. Cette étude a analysé le rapport coûts/bénéfices sur la période 2012-2030 d’un déploiement sur l’ensemble des foyers et des PME-PMI britanniques.

Selon cette étude, le déploiement devrait coûter 11,5 milliards de livres et en rapporter 25,3 milliards (le gouvernement britannique estime à 11,5 milliards de livres le coût total sur les vingt prochaines années et à 18,6 milliards de livres les bénéfices). Oxford Economics évalue :

  • à 11,2 milliards de livres les bénéfices, d’une part, pour les foyers (9 milliards soit une économie de 65 livres par foyer et par an) et, d’autre part, pour les PME-PMI (2,2 milliards). Des gains directs réalisés car les consommations devraient baisser, grâce à une meilleure maîtrise de la demande en énergie. Le rapport indique que ces chiffres sont fondés sur une réduction de la consommation de 5 % en moyenne grâce au système de comptage évolué permet ;
  • à 10,7 milliards de livres les bénéfices pour l’industrie énergétique, dont 3,3 milliards de livres avec la fin des relèves, 1,7 milliard de livres grâce aux changements facilités de fournisseurs. La baisse des réclamations, la réduction du nombre d’impayés et la gestion des compteurs à prépaiement représentent chacun 1 milliard de livres d’économie ;
  • à 3,2 milliards de livres les bénéfices issus de gains indirects sur la production d’électricité. En effet, le rapport estime que la baisse de la consommation entraînera une baisse de la production nécessaire pour y répondre et, par voie de conséquence, une baisse des émissions de gaz à effet de serre.

L’Ofgem a décidé de mettre en place un groupe de travail pour déterminer un schéma où le client pourrait conserver le même compteur malgré son changement de fournisseur et d’élaborer un standard pour l’interopérabilité des systèmes de comptage.

En mai 2013, le ministère de l’Énergie et du Climat britannique a choisi de repousser à 2015 le déploiement des compteurs communicants en raison du risque de ne pas disposer des services de données et de communication nécessaires dans les temps. La date butoir pour le déploiement généralisé est donc décalée à 2020. Le ministre de l’Énergie et du Climat a également indiqué que de nouvelles règles seraient introduites d’ici à la fin de l’année 2013 pour que les foyers équipés de compteurs évolués puissent les conserver même en cas de changement de fournisseur.

Pour en savoir plus :

Smart Metering Implementation Programme consultations
Smart Metering Implementation Programme et Smart Metering Equipment Technical Specifications

Italie

En Italie, dès 2001 Enel a déployé massivement un système de comptage évolué, de type AMM et visant plus de 30 millions de clients pour un investissement global affiché de 2,1 milliards d’euros. Dans les faits, plus de 27 millions de client disposent de ces compteurs et, à compter de 2011, ils seront obligatoires pour 95 % des clients finals en basse tension. Le compteur évolué déployé dans le cadre du projet Telegestore d’Enel permet d’offrir au client un vaste choix d’offres horo-tarifaires et d’agir sur le compteur à distance (télégestion). La fréquence de relève des données de consommation a toutefois été maintenue à un rythme bimestriel. Enel a elle-même conçu ses compteurs AMM, les a développés avec ses partenaires et les a fait construire en Chine. Cependant, l’interopérabilité des équipements n’a pas été suffisamment prise en compte dans l’architecture du projet.

L’investissement engagé par Enel est important : 2,1 milliards d’euros sur 5 ans. L’amortissement est calé sur une espérance d’économies annuelles attendues de l’ordre de 500 millions d’euros. Enel déclare d’ores et déjà avoir rentabilisé son investissement grâce aux gains dégagés par la réduction de la fraude.

Luxembourg

Les gestionnaires de réseau d’électricité et de gaz naturel luxembourgeois – Creos, Sudgaz, Sudstroum, Electris, Ville de Diekirch, Ville d'Ettelbruck et Ville de Dudelange – déploieront un système commun de comptage évolué dès juillet 2015. A partir de cette date, tout nouveau raccordement bénéficiera d'un compteur évolué. 95 % du parc de compteurs devra être remplacé d’ici fin 2018 pour les compteurs électriques et fin 2020 pour les compteurs de gaz. Ce déploiement généralisé des compteurs est estimé à 80 millions d’euros.

Cette décision intervient après la réalisation d’une étude technico-économique en 2011 qui a démontré que le déploiement généralisé d’un système de comptage évolué pour l’électricité et le gaz au Luxembourg apparaît tout à fait faisable techniquement à partir de 2012, même si les technologies, les équipements et les normes sur le marché manquent encore de maturité.

L’analyse des coûts et bénéfices pour les différents acteurs des marchés de l’électricité et du gaz montre que le déploiement généralisé d’un système de comptage évolué présente un intérêt économique à long terme, pour la collectivité et pour les consommateurs, sur la base d’hypothèses conservatrices concernant l’amélioration de la maîtrise de la demande en énergie (MDE) induite par le système.

Les gestionnaires de réseau et l’Institut luxembourgeois de régulation travailleront ensemble pour déterminer les fonctionnalités, les services et les systèmes de sécurité dont sera équipé ce nouveau compteur.

Des projets pilotes ont d’ores-et-déjà été lancés (à Buschdorf et Strassen en 2011, à Syren et Reckange en 2012) et d’autres sont prévus (à Mullendorf, Koerich et Goeblange en 2013).

Les différents gestionnaires de réseaux exploiteront ce nouveau système grâce à un opérateur commun qui prendra la forme d’un groupement d’intérêt économique (GIE).

La loi luxembourgeoise prévoit que ce système devra, également, être en mesure d’accueillir d’autres vecteurs comme l’eau ou la chaleur.

Pour en savoir plus :

Etude économique à long terme pour la mise en place de compteurs intelligents dans les réseaux électriques et gaziers au Luxembourg
Communiqué de presse du ministère de l’Economie et du Commerce extérieur du Luxembourg

Norvège

Bien que n’étant pas membre de l’Union européenne, la Norvège fait partie de l’espace économique européen (EEE) et, à ce titre, applique certaines directives et certains règlements de l’Union européenne, et notamment ceux dans le domaine de l’énergie.

Dans ce cadre, comme dans la majorité des États membres de l’Union européenne, le marché de l’électricité norvégien est dérégulé. Le gestionnaire du réseau et le fournisseur sont deux acteurs différents et c’est le gestionnaire du réseau de distribution qui est responsable des activités de comptage sur son réseau. En juin 2011, il y avait 150 gestionnaires de réseau de distribution en Norvège, dont 8 desservant plus de 100 000 consommateurs.

La Norvège applique également la directive européenne 2009/72/CE sur le comptage évolué. Les conditions préalables au déploiement du comptage évolué en Norvège sont spécifiées dans la réglementation norvégienne (FOR-1999-03-11-301).

Pour le régulateur norvégien (le Norges vassdrags- og energidirektorat – NVE), la technologie de comptage évolué est un facilitateur pour un marché de l’électricité plus efficace, une maîtrise de la consommation d’électricité et une bonne gestion du système électrique.

Conformément à la directive européenne 2009/72/CE, le régulateur norvégien a défini plusieurs objectifs pour la mise en œuvre des technologies de comptage évolué :

  • la facturation exacte de la consommation d’électricité ;
  • la facilitation de changement de fournisseur ;
  • la concurrence accrue entre les fournisseurs d’électricité et, par conséquent, des prix réduits et nouveaux produits et services ;
  • le contrôle plus efficace du réseau de distribution ;
  • l’information accrue des consommateurs sur les prix et sur leur consommation d’électricité.

Après de multiples retards pris dans le cadre du déploiement du compteur évolué (incertitude sur les coûts et la qualité de la technologie, attente des résultats du processus de standardisation de l’UE), le régulateur norvégien a pris la décision, le 24 juin 2011, de généraliser les systèmes de comptage évolué avant le 1er janvier 2017. 80 % des consommateurs devront avoir un compteur évolué d’ici le 1er janvier 2016. Tous les gestionnaires de réseau sont obligés de fournir un rapport d’avancement périodique au régulateur norvégien. Le premier rapport, auquel 126 gestionnaires de réseau ont participé, a été fourni le 1er janvier 2012 et 126 gestionnaires de réseau ont fourni une analyse (ils représentaient 2 791 385 consommateurs au total). Selon ce rapport, la plupart des gestionnaires de réseau sont encore au début de leur calendrier de déploiement. 38 gestionnaires de réseau ont déjà installé des compteurs évolués chez la plupart de leurs clients (197 621 consommateurs). 49,2 % espèrent que leur plan de déploiement sera approuvé en 2012 et 61 % signeront un accord avec les fournisseurs de matériels en 2012 ou 2013. 52 % espèrent pouvoir installer les compteurs à partir de 2013 ou 2014.

Lors de sa décision de généralisation, le régulateur a également spécifié les conditions de fonctionnement de ces nouveaux compteurs évolués. Les compteurs évolués devront :

  • pouvoir stocker les données avec une fréquence d’enregistrement de 60 minutes maximum. Il devra être possible de changer la fréquence d’enregistrement jusqu’à un minimum de 15 minutes ;
  • avoir des interfaces standardisées pour que les compteurs puissent communiquer avec des équipements extérieurs fondés sur des normes ouvertes ;
  • être capable de se connecter à d’autres types de compteurs (gaz, chaleur, eau, etc.) ;
  • stocker de manière sécurisée des données lors des coupures de tension ;
  • couper ou réduire la puissance souscrite chez le consommateur, sauf pour les consommateurs équipés d’un réducteur de mesure ;
  • envoyer et recevoir les informations tarifaires (contrats de fourniture et tarif réseau) et signaux pour le contrôle de la charge et la surveillance des défauts électriques à la terre ;
  • fournir une sécurité suffisante contre un usage frauduleux des données et contre un accès non autorisé aux fonctionnalités de contrôle de la puissance ;
  • mesurer la puissance active et la puissance réactive.

Les mesures à pas horaire devront être stockées dans le compteur jusqu’au moment de leur transfert au gestionnaire de réseau avant la fin de la journée et être disponibles pour le consommateur et le fournisseur à partir de 9 heures le lendemain.

Les coûts d’un déploiement complet de la technologie de comptage évolué en Norvège sont estimés à 625 millions d’euros. Cette somme comprend les investissements, la technologie et l’installation des compteurs. 625 millions d’euros devront être ajoutés pour couvrir les coûts liés aux systèmes logiciels internes.

En février 2013, le ministère norvégien du Pétrole et de l’Énergie a annoncé que le déploiement complet des compteurs évolués serait retardé de deux ans (1er janvier 2019) afin que les opérateurs puissent mettre en place le système dans de bonnes conditions techniques, économiques et financières.

Un des points encore en suspens est la mise en place d’une base nationale des données de comptage. Un travail a été entrepris pour évaluer la possibilité d’un accès des tiers aux données et aux nouveaux services. Cela s’est traduit dans une demande du régulateur au gestionnaire du réseau de transport pour évaluer les possibilités d’une base nationale des données de comptage – pour stocker les données de comptage de tous les consommateurs en Norvège – et par laquelle les fournisseurs d’énergie pourront avoir accès aux données de leurs clients. La demande du régulateur au gestionnaire du réseau de transport a été envoyée en décembre 2011 et la recommandation du gestionnaire de réseau fournie en juin 2012.

Pour en savoir plus :

Comptage évolué en Norvège – Blog de Catherine Banet, Cabinet d’avocat Simonsen

Pays-Bas

Aux Pays-Bas, la libéralisation des activités de comptage a engendré une augmentation des prix de location des compteurs « d’une façon disproportionnée par rapport aux services offerts » selon le régulateur néerlandais. En septembre 2007, le gouvernement néerlandais a proposé que les sept millions de ménages soient équipés d’un compteur évolué d’ici 2013, dans le cadre d’un plan national d’économies d’énergie. Tous les usagers auraient eu à disposition un compteur évolué doté de capacités de communication et d’exécution de logiciels optionnels. Pour toute nouvelle mise en service, nouvelles habitation ou tout remplacement de compteur, la mise en place d’un compteur évolué était rendue obligatoire sous peine d’amende (17 000 euros et 6 mois de prison pour ceux qui s’opposaient à cette installation).

Mais la mobilisation des associations de consommateurs qui refusaient que soient rendus obligatoires des dispositifs effectuant des relevés à une fréquence jugée contraire à la protection de la vie privée, induisant par ailleurs une hausse du prix de location du compteur, a entraîné le retrait du premier projet de loi en 2009. Ce projet prévoyait des sanctions pour tout citoyen qui refuserait l’installation d’un compteur. En novembre 2010, le Parlement néerlandais a adopté de nouvelles dispositions législatives prévoyant l’installation du compteur sur la base du volontariat et conditionnant le relevé détaillé à l’accord du consommateur.

Portugal

Au Portugal, le projet Inovgrid, mené par EDP compte environ 6,1 millions de clients. Le Portugal bénéficie de vent et d’un fort ensoleillement, ce qui fait que, certains jours, plus de 90 % de l’électricité est produite à partir d’énergies de sources renouvelables. Inovgrid associe des compteurs intelligents à un réseau intelligent. EDP a d’emblée intégré l’ensemble des éléments nécessaires au système d’information en créant une infrastructure dédiée. Ce projet a  démarré en 2007 et a conduit à des expérimentations de différentes zones géographiques. Aujourd’hui, plus de 50 000 points sont gérés par les Smart grids dans le pays.

Suède

La Suède constitue une exception par rapport aux autres pays. Dès 2001, des études relatives au comptage intelligent ont été menées. Ce déploiement de compteurs n’a pas été encadré par la loi  : en effet, l’introduction de l’obligation de facturation mensuelle sur la base de données de consommations réelles à partir du 1er juillet 2009 a créé une forte incitation à la transformation des parcs de compteurs basse tension par les opérateurs suédois. Effectivement, à cette date, 5,3 millions de compteurs évolués ont été déployés, servant principalement pour les relevés à distance. Le gouvernement n’exclut pas la possibilité qu’une partie des investissements soit financée par une hausse du tarif d’utilisation des réseaux (régulé), à la mesure des bénéfices perçus par les utilisateurs finals.

Suisse

En novembre 2009, l’Office fédéral de l’Énergie suisse (OFEN) a établi une liste de recommandations pour la mise en œuvre des systèmes de comptage évolués de type AMR :

  • le système devra permettre un retour fréquent des données de consommation, fournir des informations supplémentaires et laisser aux consommateurs le choix de leur moyen d’information (SMS, Internet, etc.) ;
  • les compteurs communicants devront permettre la prise en charge de fonctions complémentaires (affichage déporté, commande de l’appareil, mesures d’autres fluides) ;
  • les systèmes de comptage évolués devront garantir l’interopérabilité des matériels et technologies (compteurs, concentrateurs et systèmes).

L’expérimentation des nouveaux systèmes de comptage en Suisse repose sur une initiative privée, appelée Green Value et mise en œuvre par le fonds immobilier Realstone Swiss Property. Elle a débuté en juin 2010 dans le canton de Lausanne. En partenariat avec les Services industriels de Lausanne (fournisseur d’énergie suisse), Realstone Swiss Property a mis à disposition des locataires de 200 logements des outils de service énergétique multifluides (compteurs communicants Itron et Landis+Gyr et interfaces) qui doivent permettre aux habitants de mieux gérer leur consommation énergétique. Ce projet-pilote représente un investissement de l’ordre de 300 000 francs suisses. Le fonds immobilier a pour objectif d’étendre le programme à d’autres cantons et de démontrer la pertinence de cette approche de consommation d’énergie responsable.

Les compteurs électriques évolués font partie des mesures prévues dans la « Stratégie énergétique 2050 » de la Suisse. Une étude technico-économique, sur le modèle de celle demandée par la Commission européenne, a été menée par Bits to Energy Lab de l’École polytechnique fédérale de Zurich, Ecoplan, la société ENCO AG et la société Weisskopf Partner sur mandat de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN). Dans cette étude, différents scénarios pour la mise en place d’un système de compteurs évolués ont été définis. L’étude évalue les incidences économiques, sociales et écologiques et donne la répartition des coûts et des bénéfices pour les différents acteurs de la chaîne de valeur.

Scénarios d’introduction du comptage intelligent

Source : OFEN

Comparaison des coûts et des avantages directs des scénarios
(en millions de francs suisses, VAN 2015 des coûts/avantages cumulés 2015-2035)

Source : OFEN

Répartition par acteur des coûts et avantages du scénario de déploiement « Introduction généralisée »
(en millions de francs, VAN 2015 des coûts/avantages cumulés 2015-2035)

Source : OFEN

Selon le rapport final de l’OFEN « Folgeabschätzung einer Einführung von Smart Metering im Zusammenhang mit Smart Grids in der Schweiz » du 5 juin 2012, le déploiement généralisé du comptage évolué est rentable du point de vue macroéconomique. Il profiterait en premier lieu aux ménages ainsi qu’aux entreprises de services et aux commerces. Le déploiement généralisé devrait, ainsi, permettre aux consommateurs d’électricité d’économiser de 1,5 à 2,5 milliards de francs suisses (soit 1,2 à 2 milliards d’euros) avec un investissement de seulement un milliard de francs suisses. Pour les gestionnaires de réseaux, les fournisseurs d’énergie et les producteurs d’électricité, les coûts dépasseraient les bénéfices, selon la réglementation en vigueur.

Le Livre blanc de l’Association Smart grids suisse (VSGS) (voir la rubrique « Territoires et projets ») présente les fonctionnalités de base des compteurs intelligents pour la Suisse. Ces fonctionnalités répondent aux recommandations de la Commission européenne (gestion des modifications de contrat à distance, données de comptage disponibles pour le client final, mesure des flux de l’énergie bidirectionnels, etc.).

Le Livre blanc évalue les différents projets pilotes existants et formule des recommandations à l’attention de différents groupes d’interlocuteurs (législateurs, fournisseurs, etc.) :

  • pour l’Institut de métrologie suisse (METAS) : s’éloigner de l’exigence de la tarification à l’intérieur des compteurs, autoriser la méthode de certification par sondage pour les compteurs évolués, permettre une mise à jour du logiciel, malgré les prescriptions de certification ;
  • pour l’OFEN : définir l’imputation des coûts des compteurs évolués ;
  • pour l’organisme responsable de la protection des données : simplifier la réglementation sur la protection des données et réduire le nombre de contraintes pour que les compteurs évolués soient économiquement exploitables ;
  • pour les fabricants de compteurs évolués : développer des solutions interopérables, standardiser l’interface pour l’accès direct par le client final et améliorer la capacité Plug & Play.

La VSGS soutient le déploiement généralisé du comptage évolué en Suisse mais indique que le recours aux compteurs intelligents n’est toutefois pas une condition préalable à la réalisation d’un réseau intelligent. Le déploiement des compteurs devra être réalisé par les gestionnaires de réseaux. La solution de base offrant les fonctionnalités minimales devra être financée par le client final, par le biais du tarif de réseau. Une période de dix ans pour un déploiement généralisé de 80 % des compteurs évolués et de vingt ans pour un déploiement généralisé à 100 % semble appropriée.

Pour en savoir plus :

Etude technico-économique du déploiement généralisé des compteurs évolués en Suisse, OFEN

Les projets de compteurs évolués dans le monde

Algérie

La Société nationale de l’électricité et du gaz algérienne (Sonelgaz – entreprise chargée de la production, du transport et de la distribution de l’électricité et du gaz) a lancé en janvier 2010 un projet-pilote de compteurs évolués auprès de 1 800 clients de la Wilaya de Blida (collectivité territoriale algérienne située au Nord du pays). Ce nouveau système de comptage, de type AMR, permettra de relever à distance les données de comptage des abonnés de Sonelgaz.

La Société de distribution de l’électricité et du gaz d’Alger (SDA – filiale du groupe Sonelgaz) a lancé, au cours de l’année 2012, plusieurs projets visant l’optimisation de la conduite et l’exploitation de ses réseaux d’électricité dans la région de la Wilaya d’Alger. C’est la première région consommatrice d’électricité en Algérie avec près de 15 % de la consommation nationale et une augmentation annuelle de près de 10 % ces dernières années.

Ces projets concernent :

  • l’extension et l’adaptation de l’architecture du système de télé-conduite à l’évolution technologique et aux nouveaux enjeux relatifs aux réseaux intelligents. L’objectif pour 2012 est de tripler les postes de distribution HTA/BT télécommandés pour atteindre un taux de près de 30 %, ainsi que la réduction des manœuvres manuelles et des déplacements consécutifs pour localiser les incidents par l’intégration de détecteurs télé-signalés sur plus de 85 % des postes de distribution HTA/BT ;
  • l’introduction d’un système de télégestion des compteurs :
    • à partir de 2014, les compteurs évolués seront déployés chez l’ensemble des clients industriels (environ 6 000 clients) et dans 85 % des postes de distribution HTA/BT, ils seront gérés à distance ;
    • à partir de 2017, ce système sera généralisé aux clients raccordés aux réseaux BT (plus de 700 000 clients).
  • la réalisation d’un centre d’appels pour la gestion de la relation clientèle, avec pour mission de recevoir tous les types de réclamations et disposer en temps réel des informations nécessaires permettant une réponse appropriée et rapide.

Concernant les infrastructures de gaz, une convention-cadre pour la fabrication d’un compteur de gaz évolué a été signée en novembre 2012 entre la Sonelgaz et l’université Hassiba-Ben-Bouali de Chlef. Ce partenariat est axé sur la conception d’un compteur de gaz évolué, complémentaire du système de comptage électrique. Le premier prototype de cet équipement sera réalisé en 2013, alors que sa commercialisation est prévue pour 2014. Ce système de comptage permettra de procéder aux coupures de gaz à distance et à l’émission de factures personnalisées mensuelles.

Le déploiement des compteurs de gaz concernera 7 millions de clients et s'étalera sur une durée approximative de 15 ans.

Australie

Dans l'État du Victoria, les principaux objectifs visés par le déploiement des compteurs évolués sont d’améliorer la gestion de la pointe et de donner aux clients les outils nécessaires à la diminution de leur consommation d’électricité. Dans les prochaines années, il est prévu de remplacer 2,5 millions de compteurs. Les arguments avancés en faveur de leur développement sont l’émission de factures précises et une meilleure connaissance de la consommation pour les clients, la capacité de télé-relève et une meilleure gestion de la demande pour les gestionnaires de réseau. Ce sont les consommateurs finals qui vont supporter les coûts de déploiement via les coûts de distribution qui ont augmenté. Le déploiement a été lancé en avril 2009.


Pour en savoir plus :

http://new.dpi.vic.gov.au/smart-meters


Brésil

Contrairement aux pays précédents, le Brésil, comme la Corée du Sud, n’a pas encore déployé de systèmes de comptage évolué : ce projet n’en est encore qu’à une étape de réflexion. Néanmoins, en mai 2010, le régulateur brésilien a annoncé l’ambition de remplacer, à l’échelle nationale, les 63 millions de compteurs existants à échéance 2021.

Pour en savoir plus :

Status Review on Regulatory Aspects of Smart Metering (Electricity and Gas) as of May 2009
Comparatif international des systèmes de télé-relève ou de télégestion et étude technico-économique visant à évaluer les conditions d’une migration du parc actuel de compteurs

Californie

En Californie, le déploiement de compteurs intelligents devrait permettre d’améliorer la fiabilité de la distribution d’électricité dans l’État au travers de la réduction des pics de demande. L’Energy Action Plan I publié dès 2003 par la Commission de régulation de l’État (California Public Utilities Commission – CPUC) préconisait le recours aux compteurs évolués afin de stimuler le développement de formules tarifaires horo-saisonnalisées et invitait les opérateurs à réfléchir à des plans de déploiement des compteurs évolués.

En juillet 2004, l’intention de la CPUC a été confirmée par une décision fixant des exigences fonctionnelles aux trois gros opérateurs pour leurs plans de déploiement. Alors que Pacific Gas & Electricity (PG&E) s’est rapidement aligné sur le schéma de la CPUC, les critiques émises par Southern California Edison (SCE) sur la non-viabilité du modèle ont conduit la CPUC à accentuer la pression avec la publication de l’Energy Action Plan II en 2005. Elle a alors imposé aux opérateurs de soumettre une étude de faisabilité et un scénario pour le déploiement de compteurs évolués « dans des délais raisonnables ».

Le 20 juillet 2006, la Californie a approuvé un programme d’amélioration des compteurs classiques par adjonction d’un processeur de communications électroniques chez 9 millions de clients (gaz et d’électricité). Ces compteurs calculent et communiquent la consommation horaire du ménage, permettant des factures intégrant des coûts horaires différenciés pour une meilleure maîtrise de la demande en électricité (MDE). Le plein déploiement devrait prendre cinq ans.


Financement des projets de compteurs en Californie :

Coût global du projet
Nombre de compteurs
Coût global par compteur
Californie (SCE)
1 milliard d’euros
4,7 millions
213 euros
Californie (PG&E)
1,3 milliard d’euros
5,1 millions
262 euros
Californie (SDGE)
0,5 milliard d’euros
1,4 millions
357 euros

Des bénéfices importants sont attendus en termes de maîtrise de la demande d’électricité grâce au réglage à distance du chauffage/climatisation en fonction de la pointe.

Cameroun

En août 2012, l’autorité de régulation du secteur de l’électricité camerounaise, l’ARSEL, a mené une enquête auprès de 10 000 clients. Cette enquête a révélé que la qualité du service technique et commercial aux consommateurs finals de l’acteur intégré – producteur, gestionnaire de réseau et fournisseur d’électricité – Aes-Sonel était défaillant :

  • des délais de réception des factures trop longs ;
  • des délais d’intervention lors d’une panne également trop longs ;
  • une surfacturation de la consommation, etc.

Ces difficultés sont notamment dues à la faible performance des compteurs électriques. L’ARSEL a donc lancé, le 18 juillet 2013, un appel à manifestation d’intérêt (AMI) pour la mise en œuvre d’un projet-pilote de comptage intelligent afin, à terme, de remplacer tous les compteurs du pays. Cela devrait permettre d’améliorer la qualité d’alimentation et, notamment, de la qualité de service des consommateurs finals.

Cet AMI intervient à la suite d’un projet de comptage intelligent initié à la fin des années 1990 par le gouvernement dans certains foyers des villes de Yaoundé et Douala, mais dont la généralisation n’avait pas eu lieu.

La réalisation du projet-pilote devrait durer un an et concerner 1 000 clients finals (résidentiels, tertiaires et industriels) raccordés en basse et moyenne tension. Il s’étendra dans les localités urbaines, périurbaines et rurales. Le nouveau système de comptage devrait permettre de régler les problèmes de facturation, de fraudes et de branchements non conformes. Il fournira également des informations sur la consommation détaillée et le suivi des paiements de chaque client.

Le pilotage de ce projet sera réalisé par un consortium réunissant le ministère de l’Eau et de l’Énergie (Minee), l’Agence des normes et de la qualité (Anor) et l’acteur intégré Aes-Sonel.

Après la phase pilote au cours de laquelle seront évalués les impacts économique, budgétaire et fiscal du projet, le gouvernement camerounais procédera à l’adaptation de l’environnement réglementaire et législatif, choisira les technologies à généraliser et élaborera les normes camerounaises en matière de comptage intelligent afin de déployer le système sur l’ensemble du territoire.

Pour en savoir plus :

Rapport de contrôle technique et commercial auprès de 10 000 abonnes de la société Aes-Sonel
Lettre d’information de l’ARSEL sur les Smart grids et les compteurs à prépaiement


Japon

L’objectif du Japon est d’avoir installé des compteurs communicants de type AMM pour tous les consommateurs domestiques au début des années 2020, afin de pouvoir développer l’infrastructure de Smart grids qui renforcera la sécurité énergétique. En effet, le pays dépend à plus de 80 % de ses importations d’électricité. Le gouvernement japonais espère également que les systèmes de comptage évolués aideront les Japonais à transformer leurs habitudes de consommation d’énergie.

Le gouvernement a mis en place un groupe d’études sur le projet de déploiement des compteurs communicants qui rassemble des fabricants de compteurs, des consommateurs, des chercheurs et des entreprises de télécoms, de production d’électricité, d’eau et de gaz. Ce groupe d’études a pour objectif de déterminer les différents enjeux sous-jacents au développement de cette nouvelle technologie (financement, nouvelles infrastructures).

Le déploiement est prévu dans six régions japonaises (Hokkaido, Tohoku, Tokyo, Chubu, Kansai et Kyushu). Certaines de ces régions sont à un stade d’expérimentation plus avancé que d’autres. Ainsi, l’expérimentation a commencé au second semestre 2010 dans les régions de Tohoku, Tokyo et Chubu, tandis qu’elle ne débutera qu’en 2011 à Hokkaido. Dans la région de Kansai, la recherche sur les nouveaux systèmes de comptage a débuté en 1999 et les nouveaux compteurs ont été développés depuis 2002. L’expérimentation est en cours et en juin 2010, 430 000 compteurs étaient déjà installés. À Kyushu, l’installation a commencé en 2009 et en juin 2010, 25 000 nouveaux compteurs étaient déjà installés.

La compagnie d’électricité de Tokyo (Tokyo Electric Power Company – TEPCO), qui est le plus grand producteur d’électricité privé du monde, devra installer des compteurs chez plus de 29 millions de clients. L’objectif de l’expérimentation menée par TEPCO, qui doit durer plusieurs années, est d’améliorer le service-client (compréhension des usages du consommateur, accélération des réparations après une coupure, protection de la vie privée du consommateur) et de mener différents tests sur les compteurs. Les principales fonctionnalités du compteur seront la mise en service et la résiliation à distance, la lecture de la consommation à distance et la disjonction quand la puissance soutirée excède la puissance souscrite. L’expérimentation a commencé en octobre 2010 avec l’installation 90 000 nouveaux compteurs.



La nouvelle génération de compteurs sera conçue et fabriquée notamment par une coentreprise récemment créée entre General Electric et Fuji Electric et baptisée GE Fuji Meter.





Ontario

En Ontario, le principal enjeu ciblé par les autorités est la maîtrise de la demande en électricité en période de pointe. La mise en œuvre d’une tarification horo-saisonnière et d’offres d’effacement réglementées à partir des compteurs évolués pour l’ensemble des clients résidentiels vise à faire évoluer les comportements en permettant de mieux appréhender le coût réel et la disponibilité de l’électricité. Cet objectif est massivement soutenu par le gouvernement, le parlement et le régulateur de l’Etat qui ont coordonné leurs différents leviers d’action pour aboutir à un plan de transformation du parc de compteurs de base.

Dans les faits, malgré des dépassements importants de budget, à la mi-2010, 4,1 millions de compteurs étaient déjà posés et 400 000 en cours. L’objectif est d’arriver à la fin de l’année 2010 avec une généralisation totale des compteurs évolués (4,3 millions de compteurs pour un coût global de 2 milliards d’euros). Le coût total des projets industriels est estimé à 1 milliard de dollars canadiens, ce qui représente une charge de 3 à 4 dollars canadiens par client et par mois.

Pour en savoir plus :

http://www.mei.gov.on.ca/fr/energy/electricity/index.php?page=smart-meters


Texas

Au Texas, avec le projet de CenterPointEnergy,  200 000 compteurs intelligents ont été déployés sur un total de 2 millions de clients raccordés au réseau du distributeur. Les distributeurs texans se sont regroupés pour proposer un portail permettant aux clients et aux fournisseurs d’accéder aux informations de consommation et d’intervenir sur l’aval du compteur. Le système de comptage avancé mis en place permet de communiquer avec les équipements avals afin de piloter les usages. Il a nécessité des actions de standardisation des protocoles de communication.

L’interopérabilité est un élément clé, au niveau des compteurs eux-mêmes mais aussi des équipements aval et de la communication entre ces équipements et les compteurs. Ces compteurs ont été installés chez les 200 000 clients texans en trois ans. Le système de comptage a été couplé à la mise en place d’un réseau  communication pour l’ensemble des activités de gestion du réseau de distribution. Le portail des distributeurs, SmartMeterTexas.com, est déjà opérationnel et permet aux clients d’avoir un premier niveau de suivi de leurs consommations.

Pour en savoir plus :

www.smartmetertexas.com

Conclusion

Les systèmes de comptage évolués constituent un puissant moteur de l’évolution et de la modernisation du marché de l’énergie en Europe et dans le monde.

Leur avenir dépend toutefois de plusieurs facteurs.

Tout d’abord, le compteur évolué est un produit de grande qualité technologique, qui doit être utilisé de manière à profiter de tout son potentiel. Cet outil de comptage ne sera pleinement exploité qu’à la condition que les consommateurs se l’approprient, en comprennent le fonctionnement et les enjeux, et que les offres permettant l’exploitation des données de comptage se développent. C’est à cette condition que seront atteints les objectifs d’économie d’énergie et de meilleure fourniture d’énergie.

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Interviews

Vous trouverez dans les pages suivantes les interviews et avis de :

Interview de Pierre Marlard
Smart Metering Offering Manager

Interview de Bruno Lachaussée
Directeur de la Direction Comptage ERDF

Interview de Patrice Caillaud
Directeur Commercial et Marketing France

Interview de Eric Rieul
Directeur Général Délégué de Sagemcom Energy & Telecom S.A.S

Interview de Jacques Allard et Claudine Delrieu
Président d’Eco CO2 et « coach en énergie ».





Interview de Pierre Marlard (Atos Origin):

Comment les compteurs évolués sont-ils liés aux Smart grids ?

Nous allons utiliser une infrastructure d’information et de communication qui est faite pour le comptage et nous allons la faire évoluer vers le Smart grid grâce à l’intelligence distribuée. Si dans dix ans, une nouvelle fonction est imaginée, il suffira de l’intégrer au niveau du logiciel et toutes les informations nécessaires seront fournies. Le compteur a un potentiel d’évolution élevé grâce à la souplesse des logiciels conçus sur mesure.
Dans le monde, nous n’avons, pour le moment, encore jamais entendu parler de fabricants de concentrateurs qui livrent l’équipement avec seulement les modems et les microcodes associés, laissant le distributeur installer son propre logiciel. Peu de gens sont conscients de cette nouveauté, alors que c’est cela qui permet à ERDF de mettre en place des fonctions de Smart Grids grâce à l’infrastructure mise en place pour le comptage intelligent.

Quels vont être les impacts du nouveau compteur Linky sur le réseau ?

Même si le réseau de transport d’électricité est déjà intelligent, il est actuellement difficile de savoir ce qui se passe chez un client domestique. En effet, en cas de coupure, ERDF ne dispose que d’un seul capteur : le client qui va lui indiquer les problèmes rencontrés.

L’arrivée du compteur Linky va changer cela : le réseau va passer de 0 à 35 millions de capteurs très précis, permettant notamment de détecter des coupures et des variations de tension. Etant donné que les problèmes sont locaux et répartis, l’intérêt du compteur Linky n’est donc pas de remonter toutes les informations à un système d’information central, mais à des systèmes d’information locaux et répartis au niveau des concentrateurs. En cas de panne, il sera beaucoup plus facile pour le gestionnaire de réseau de la localiser et d’envoyer des équipes adaptées au bon endroit, les coordonnées GPS étant notées à chaque pose de compteur. C’est pourquoi il est nécessaire que l’intelligence soit distribuée le plus localement possible.

Est-il envisageable de développer un logiciel unique et valable dans tous les pays européens ?

Ce n’est pas parce qu’un projet de compteurs évolués a été un succès dans un pays qu’il suffit de reprendre le logiciel utilisé et de l’installer dans un compteur pour que cela fonctionne. En effet, lors des tests, le logiciel est expérimenté dans un environnement précis. Le logiciel n’est donc pas utilisable s’il ne prend pas en compte certains paramètres, tels que les caractéristiques des câbles utilisés par le distributeur ou la technologie du CPL qui permet au compteur de communiquer en France mais qui n’est pas utilisée dans tous les pays.

Est-il normal lors d’une expérimentation d’avoir des problèmes au niveau des systèmes d’informations ?

C’est le principe d’une expérimentation !

Atos WorldGrid* teste  non seulement le logiciel final aussi bien en central que dans les concentrateurs, mais aussi les matériels et les microcodes associés Grâce au compteur Linky, nous allons passer d’un monde du comptage uniquement matériel à un système informatique. L’informatique offre une myriade de possibilités : tout est beaucoup plus souple par rapport au matériel. Cependant, pour arriver à cela, le processus est long et difficile à mettre en place.

Il est impossible de sortir un système complexe sans aucun bug (le premier décollage d’Ariane 5 a été un échec alors que l’on avait déjà utilisé, lors du précédent programme, un des systèmes de contrôle de la fusée, mais pas avec les mêmes contraintes). En cas de problème, une analyse est faite, un diagnostic est établi puis les problèmes sont corrigés au fur et à mesure. C’est pourquoi il faut tester le logiciel au maximum pour que les erreurs soient identifiées avant sa généralisation.

Un changement dans le système central, quel qu’il soit, prend du temps : il faut six semaines de validation, test et déploiement avant que cela soit effectif. Les corrections sont apportées au fur et à mesure.
De plus, certaines erreurs relevées n’ont pas de rapport avec le logiciel en lui-même car certains compteurs peuvent avoir été posés à des endroits inadaptés, ou certains matériels ou microcodes peuvent également poser problème. Certains compteurs Linky disjonctent, mais avec raison, mettant ainsi en évidence des anomalies contractuelles qui préexistaient, telles que la puissance souscrite différente de la puissance soutirée effectivement.

* Atos WorldGrid est une filiale internationale d’Atos Origin, et un leader mondial de la gestion intelligente de l’énergie (« Smart Energy »).

La CNIL a évoqué récemment la question de la sécurité des données. Qu’en est-il exactement ?

Il est tout à fait normal que la CNIL s’intéresse aux questions de la collecte de données sensibles, de la protection et du respect des informations relatives à la vie privée. Même si, actuellement, les consommateurs sont habitués à ce que les banques et les opérateurs télécoms collectent des informations personnelles sur leurs habitudes de consommation et leurs préférences, ces inquiétudes ressortent régulièrement.
 
En France, le compteur est protégé à plusieurs niveaux. Une alarme se déclenche en cas de tentative d’ouverture. Le CPL est une technologie connue, qui existe depuis une dizaine d’années, dont la vitesse a été améliorée, et qui bénéficie d’une protection perfectionnée. Un mécanisme de « non-rejeu » de transaction a été développé pour empêcher des branchements pirates sur le réseau.  Il se passe la même chose avec le GPRS : les données sont encryptées. Atos Worldline gère la moitié des transactions bancaires en France, la sécurité bancaire, la carte Vitale ou les radars automatiques. Nous avons donc la même sécurité pour les compteurs intelligents. Ainsi, pour la partie qui concerne le distributeur, le système, qui ne gère que des données techniques, comme les « kilowatts/heure », et aucune donnée financière, est entièrement protégé.

Comment vont être utilisées ces données et pour quels usages ?

Les données sont transmises au fournisseur d’énergie car c’est avec lui que le contrat est signé. Il faut bien faire la différence entre une relève et un suivi en temps réel. Les courbes de charge seront relevées selon un pas défini (en général toutes les 30 minutes ou parfois toutes les 10 minutes) mais ne seront envoyées qu’une fois par jour : les usages ne seront donc pas connus en temps réel. Certaines déductions pourraient être faites, localement et directement sur le compteur, à l’aide d’analyses intelligentes (par exemple, le fonctionnement du congélateur peut être déduit assez facilement), mais pour qu’un fournisseur connaisse la courbe de charge, il faudra que le consommateur ait donné son accord.

Pierre Marlard
17 septembre 2010


Pierre Marlard, Ingénieur Supélec, est responsable de la R&D, de l’innovation et des offres chez Atos WorldGrid. Il est également porteur de l’offre Smart Grid pour le Groupe Atos Origin. Il participe pour Atos WorldGrid au consortium Transgreen et au groupe de travail pour le développement des Réseaux Energétiques Intelligents des Ministères de l’Energie et de l’Industrie. Il est membre de l’Advisory Board du projet de recherche Européen OpenNode sur les Smart Grids.

Il avait précédemment des responsabilités commerciales pour les activités d’Intégration de Systèmes France en Informatique scientifique et technique dans les domaines Energie, Utilities et Oil & Gaz.
En tant que Managing Director de Sema Group puis de SchlumbergerSema en Inde, il a été posté à Calcutta pendant 5 ans.
Avant de travailler à la Sema, il exercé divers responsabilités chez IBM et au CEA.



Atos WorldGrid est une filiale internationale d’Atos Origin, et un leader mondial de la gestion intelligente de l’énergie (« Smart Energy »).



Interview de Bruno Lachaussée (ERDF):


Quelles sont les grandes étapes de l’expérimentation Linky en cours ?

C’est une expérimentation qui se déroule du 1er mars 2010 au 31 mars 2011. Du point de vue d’ERDF, elle a deux grandes finalités :

Il s’agit, tout d’abord de démontrer une capacité de notre entreprise à déployer en masse un peu moins de 300 000 compteurs dans un temps donné (cette première démonstration en cours est plutôt bien avancée) ;

Le second point consiste à confirmer la faisabilité technique du système au regard de la réalité sur le terrain et à vérifier que les performances attendues sont atteintes. En effet, même si les tests en laboratoire, ou à petite échelle, des compteurs évolués ont donné satisfaction, il est nécessaire de valider notre capacité à les exploiter sur une grande masse avec toutes les configurations possibles et imaginables de réseaux, de localisation et de matériels (3 fabricants de compteurs, 2 fabricants de concentrateurs, 1 fabricant de système d’information). Sur cette démonstration nous sommes un peu en retard par rapport à nos prévisions, puisque nous  n’allons ouvrir les nouveaux services aux fournisseurs que prochainement.

L’expérimentation doit servir principalement à montrer ces deux aspects.

Quelles sont les fonctionnalités qui vont concerner les fournisseurs ?

Je vois deux grandes fonctionnalités. La première concerne le télé-relevé (capacité à relever à distance) : le système prévoit que les index du client soient relevés tous les jours. À travers l’expérimentation, nous cherchons à savoir si nous sommes capables de remonter vers notre SI central les index enregistrés tous les jours à minuit dans le compteur. À quoi cela va-t-il servir ? Remonter les index tous les jours permet d’abord de vérifier que le compteur communique correctement avec le système. Mais surtout nous avons énormément de prestations demandées par les fournisseurs, qui ne requièrent que la mise à disposition de l’index de consommation (par exemple, pour changer de fournisseur, c’est uniquement l’index entre le fournisseur d’avant et le fournisseur d’après qui compte,). Nous avons simplement besoin de dire « aujourd’hui, les index du compteur sont de tant ». Vis-à-vis des fournisseurs, avoir les index du jour déjà dans notre SI central garantit la rapidité attendue de la plupart de nos prestations.

La seconde a trait à la télé-action : cela permet d’agir sur le compteur à distance (par exemple, pour changer la puissance souscrite, changer les plages horaires heure pleine / heure creuse, etc.) dans les temps impartis, ce qui permet d’éviter tout déplacement occasionnant une perte de temps voire un dérangement pour le client.

Est-ce qu’il fallait faire une expérimentation sur 300 000 clients ?

Ce volume nous a permis de rencontrer les différentes typologies de réseaux, de clients et de configurations techniques et d’en tirer des enseignements nécessaires quant à l’effort à fournir lors de la généralisation (notamment à propos des problèmes techniques liés à la masse).

A la date du 30 septembre 2010, pouvez-vous nous dresser un bilan de l’expérimentation en cours ?

153 000 compteurs ont déjà été déployés, ce qui représente 76 % de ce qui était prévu à cette date. Il faut toujours garder à l’esprit qu’il est normal que nous n’atteignions pas 100%. Nous nous étions fixés des cibles ambitieuses dans le but d’en apprendre le plus possible afin d’être prêts pour la généralisation. Nous savions donc que nous allions rencontrer des difficultés imprévues.

Concernant le déploiement, nous avons un taux de réclamation raisonnable et dans les standards du métier, et un taux de satisfaction client à l’issu de la pose qui est tout à fait satisfaisant puisque 93 % des clients déclarent être satisfaits de l’opération.

Quel accueil les clients réservent-ils à ces 153 000 nouveaux compteurs ?

Globalement, les choses se passent bien. Pour mesurer l’accueil réservé par les consommateurs aux compteurs, nous suivons le critère du nombre de refus de pose des compteurs. Les proportions observées sont relativement faibles : 800 refus connus ce jour. Attention, il s’agit d’un chiffre à un instant t, ceux qui sont dans les refus d’aujourd’hui ne seront pas forcément dans les refus de demain. Nous ne voulons pas « passer en force », nous avons choisi d’accepter les refus de pose. Le taux est pour l’instant faible mais très lié aux déclarations médiatiques. En effet, on observe une corrélation évidente entre un article de presse négatif et le refus des clients.

Quelles sont les difficultés rencontrées pendant l’expérimentation ?

Nous avons rencontré deux problèmes que nous devons surmonter :

La première difficulté est la mise au point technique de bout en bout du système pour atteindre une qualité de communication de niveau industriel et acceptable pour les fournisseurs, c’est-à-dire que nous visons la garantie d’un taux de réussite proche de 100 % à chaque demande d’opération. Nous voulons être certains que si un fournisseur prend un engagement par télé-opération d’une mise en service ou d’un changement de puissance, cela se réalise bien. Nous allons certainement atteindre prochainement ce taux sur des territoires donnés et ouvrirons progressivement ces services aux fournisseurs.

La deuxième difficulté n’était pas prévue : il s’agit du bruit médiatique qui entoure le compteur Linky. L’analyse des différentes déclarations nous a conduits à identifier trois peurs.

La première peur concerne le coût du compteur. Un prix a été donné à un objet qui, dans l’esprit des consommateurs, n’en avait pas, et, en plus, il s’agissait d’une somme excessive. La deuxième peur a trait à  des coupures intempestives du compteur. L’analyse a posteriori a montré que très peu de clients ont eu à subir des coupures. Elles résultent de dépassement de puissance et étaient générées par des clients qui avaient de longue date un réglage de leur disjoncteur qui leur était favorable, et qui bénéficiaient donc d’une puissance supérieure à la  puissance souscrite qui leur était facturée. Autrement dit, ils bénéficiaient localement d’une puissance supérieure à celle qu’ils payaient. Le compteur n’a fait que détecter ces anomalies et, en raison de ses réglages, a coupé. La troisième peur est nourrie par le caractère intrusif du compteur, mis en exergue par la communication dans de nombreux médias de l’exemple de la connaissance de l’heure de la prise de douche. Pour reprendre cet exemple, il est  quasiment impossible de savoir à quelle heure une personne prend sa douche puisque l’eau utilisée est généralement chauffée par un ballon d’eau chaude la nuit. Enfin les données enregistrées par le compteur appartiennent au client et elles ne seront communiquées qu’avec son accord.

Quels sont les tests qui vous restent à faire d’ici la fin de l’expérimentation ?

Nous devons continuer à progresser dans l’amélioration de la fiabilité du système : nous sommes toujours dans la phase de réglage du système pour qu’il se rapproche des 100 % de réussite. Après avoir ouvert aux fournisseurs les processus courants clientèles (relevé sur index réel et télé-opérations) nous allons devoir mettre également au point les fonctionnements des offres « maquettes » proposées aux fournisseurs pour un panel limité de client. Ceux-ci pourront exploiter quatre types d’offres : un relevé à dates choisies, une communication des courbes de charges des clients à un rythme de leur choix, des offres de fourniture heures creuses au choix et enfin des offres à pointe mobile.

Si demain, le compteur Linky est généralisé, quel sera l’impact sur le système d’information ?

Ce sera un système d’informations qui traitera les données d’environ 35 millions de compteurs. Or une des problématiques de l’informatique est de faire grossir un système. Aujourd’hui nous avons développé  les principales fonctionnalités. Demain il faudra faire  grandir le système tout en maintenant ses performances. Pour y arriver, nous déploierons les compteurs par étape.

Bruno Lachaussée
17 septembre 2010

ERDF participe au bon fonctionnement du marché de l’électricité en poursuivant un double objectif de qualité (continuité et la qualité de la desserte) et de neutralité (l’accès au réseau de distribution sans discrimination).


Interview de Patrice Caillaud (Itron) :

Comment se déroule le projet Linky chez Itron ?

Le projet Linky pilote est, pour Itron, une opportunité de montrer ses compétences AMM dans le domaine du comptage et de la communication CPL.
Sur notre partie industrielle comprenant les compteurs et les concentrateurs communicants par CPL, le développement et les livraisons sont en ligne avec les objectifs, nous sommes en train de finir les livraisons de l’ensemble du matériel (3 500 concentrateurs et 100 000 compteurs)
Cette expérimentation est d’une richesse et d’un enseignement incroyables pour aborder le déploiement avec sérénité.

La presse a beaucoup relayé des problèmes sur le système, qui vont être réglés dans les mois à venir. Si les constructeurs retenus pour l’expérimentation ne sont pas les mêmes que pour le déploiement, y a-t-il un risque que ces problèmes ressurgissent lors de la généralisation ?

Une expérimentation est faite pour résoudre tous les problèmes qui ne sont pas visibles sur le papier ou même sur 1 000 ou 5 000 points. Notre vision d’industriel fournissant les compteurs et les concentrateurs ne permet pas d’avoir la vision globale des points relayés par la presse, qui sont au niveau du système.
Néanmoins, pour le matériel, que ce soient les compteurs ou les concentrateurs, la fonction de téléchargement depuis le système central d’une partie du code permet de régler à distance la majorité des problèmes rencontrés et de faire évoluer en continue les applications logicielles.

Pour ce qui est du déploiement, le pilote va jouer pleinement son rôle pour affiner l’ensemble des fonctionnalités sur toute la chaîne, y compris celui de l’interopérabilité des matériels entre les 3 fournisseurs de compteurs et les 2 fournisseurs de concentrateurs. D’ores et déjà, les matériels sont installés sur le réseau et répondent à 99% de ces critères d’interopérabilité.

Dans ces conditions, si le déploiement est réalisé sur des bases fonctionnelles et des choix technologiques proches du pilote, les problèmes réglés sur le pilote ne se représenteront plus.
En revanche, si des modifications sensibles ont lieu sur un de ces aspects techniques ou fonctionnels, un nouveau pilote significatif sera nécessaire.

Dans le cas où la généralisation serait lancée, quels sont les enjeux pour une entreprise telle qu’Itron ?

Les projets AMM sont très importants pour ITRON, c’est une vague de fond qui va s’imposer sur nombre de territoires pour des raisons différentes en fonction des continents.
En France et en Europe, ce sont les aspects d’ouverture des marchés, de maîtrise de l’énergie et de développement des énergies de sources renouvelables, qui constituent les principales raisons. Elles sont guidées par des Directives européennes, le Grenelle de l’environnement auxquelles la France a largement participé.

Dans ce contexte de prise de conscience de la rareté et la cherté de l’énergie, tout le monde se rend compte que pour mieux gérer l’énergie et mieux consommer, il faut d’abord commencer par mesurer, puis il faut informer le client sur ce qu’il consomme et ensuite lui apporter des outils d’aide à la gestion automatique de sa consommation.

Dans le contexte également d’un équilibre de plus en plus tendu, entre production et consommation, avec l’apparition de problématiques nouvelles liées à la prise en compte sur le réseau des productions issues des énergies de sources renouvelables et au rechargement des véhicules électriques, le compteur et les systèmes de comptage AMM sont devenus un enjeu formidable pour répondre à ses nouveaux besoins.

Pour Itron, les projets Smart grids sont  donc un enjeu industriel important, nous avons déjà en cours de déploiement plus de 15 millions de compteurs AMM dans le monde, principalement hors d’Europe, la prochaine étape sera le territoire Européen sur lequel nous espérons prendre une place importante, en particulier en France, avec la fabrication de millions de compteurs AMM à partir de 2012.

Pour notre site de Chasseneuil basé en France, c’est l’assurance de la pérennisation et du développement de notre site industriel de 300 personnes. Nous avons la volonté de rester implantés en France et d’y garder la fabrication de l’AMM.
L’AMM constitue un grand projet industriel pour le territoire français, il est l’occasion pour les entreprises françaises qui seront choisies d’être à la pointe sur ces sujets et d’exporter ainsi leur savoir-faire en Europe et partout dans le monde.
Pour nous, industriellement, le pilote a été l’occasion de mettre en place une ligne de fabrication dédiée que nous pourrons démultiplier facilement pour le déploiement de masse.

Que va-t-il se passer entre l’expérimentation et la généralisation ?

Le décret publié le 31 août 2010 prévoit l’installation de compteurs communicants à partir de 2012. L’enjeu est donc, en fonction des résultats de l’expérimentation, de prendre des décisions dès la mi-2011 afin que les projets démarrent en 2012.
Nous attendons donc les éléments de ce déploiement avec impatience afin de développer les moyens nécessaires pour ces quantités.

Quelles sont pour vous les conditions pour que l’AMM réussisse auprès du grand public ?

Le grand public est intéressé par sa facture, la qualité de la fourniture, les économies d’énergie et d’éventuels services additionnels.

Pour que l’AMM réussisse, il faut donc jouer sur ces différents tableaux. En particulier pour que la consommation du particulier soit optimisée, il faut lui donner les moyens de visualiser facilement ses index et ses éléments de facturation en euros.

Un afficheur distant ou des données accessibles sur un portail web semble donc indispensable pour cet objectif.

Quelles sont les autres expériences dans le monde, avec une philosophie différente de celle développée en France ?

Nous avons à ce jour 6 millions de compteurs intelligents installés sur un total de 15 millions en cours. C’est d’ores et déjà considérable.

Les expériences significatives existent principalement aux Etats Unis et dans les pays Scandinaves. Les drivers de ces grands projets sont soit des impositions législatives, soit des besoins importants d’amélioration de la qualité du réseau et la gestion de la pointe, soit la possibilité de nouveaux services jusque dans le pilotage des appareils de la maison.

Aux Etats-Unis, les services accompagnant les systèmes de comptage évolué dans la maison permettent de valoriser les systèmes AMM, en lui donnant une valeur ajoutée et en permettant une lecture simplifiée de la consommation d’énergie.

Comment reliez-vous les compteurs évolués et les Smart grids ?

Les Smart grids facilitent et améliorent l’exploitation des réseaux et, de ce fait, améliorent la qualité de l’alimentation en électricité.

L’AMM, en installant des nœuds intelligents sur tous les points du réseau et en permettant un suivi précis de l’offre et de la demande, contribuera à l’amélioration de la qualité des réseaux. Les compteurs évolués communicants sont donc un préalable pour des fonctions de Smart grids.

L’intégration des énergies renouvelables et de la recharge des véhicules électriques ne pourra se faire qu’avec un compteur évolué relié à un système de Smart grids.

Nous avons par exemple instrumenté, par l’installation de comptage, tous les sites de production d’énergie dans les DOM, avec un système de relevé permettant de reconstituer toutes les 5 minutes, la part des énergies aléatoires (photovoltaïque ou éolien) dans la production totale. Si ce ratio devient trop élevé, l’équilibre du réseau peut devenir instable, et il peut être nécessaire de délester certains sites de production aléatoire.
Cet exemple montre qu’un comptage évolué, communicant avec un système intelligent permet de gérer des problématiques de réseau, qui sont apparentés à du Smart grids.

Le Smart grids est une des grandes révolutions technologiques de demain.



Pour en savoir plus :

Présentation ITRON

Dossier de presse ITRON


Patrice Caillaud
30 septembre 2010


Patrice Caillaud, né en 1956, est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en électronique et titulaire de niveaux universitaires.
Après une carrière d’enseignant, il est entré dans le monde industriel du comptage dans la compagnie Schlumberger, devenue Actaris, puis Itron à ce jour.
Il a participé à tous les grands projets d'EDF sur le comptage électronique et le comptage communicant depuis de très nombreuses années, il est un des représentants français dans les groupes internationaux de normalisation sur les protocoles du comptage (TC13 de la CEI). Il a, à ce titre, été amené à concevoir ou mettre en œuvre des protocoles de type Euridis, Mbus, CPL .
Depuis 2005, il est Directeur Commercial et Marketing de Itron France pour sa partie électricité, et donc très impliqué dans  les projets AMM et Smartgrid sur le territoire français en particulier AMM Linky d’ERDF et des autres régies françaises, et les projets liés à l’arrivée des productions d’énergie renouvelables.


Le groupe Itron, qui a intégré la société Actaris en avril 2007, propose des solutions de comptage intelligent, de collecte et de gestion des données de comptage pour les secteurs de l’électricité, du gaz, de l’eau et de l’énergie thermique.

Interview de Eric Rieul (Sagemcom) :

Quel est votre positionnement sur les systèmes de comptage évolués ?

Alors que Sagemcom est une entreprise issue des télécoms, sa présence dans le métier du comptage électrique a pu paraître atypique par le passé. Pourtant, cette expérience des systèmes connectés, associée à une maîtrise de l’industrie du comptage depuis plus de 20 ans, place aujourd’hui Sagemcom dans une position privilégiée sur le marché des systèmes de comptage évolués. En effet, le compteur évolué est devenu un terminal à forte valeur ajoutée où la maîtrise de la communication et des échanges de données sont sensibles et critiques. Sa place devient, de ce fait, fondamentale dans l’écosystème électrique : auprès du consommateur final pour lui faciliter et l’aider à la maîtrise de la demande en énergie (MDE), mais aussi auprès du gestionnaire de réseaux électriques pour lui permettre une gestion optimisée de ses réseaux.

Cette double compétence permet aujourd’hui à Sagemcom de proposer une vision amont-aval compteur. Tout d’abord en amont, Sagemcom apporte un système évolué complet comprenant le compteur, les concentrateurs de données et le serveur de gestion de la communication. Cet ensemble, raccordé à différents capteurs et équipements du réseau, participe à l’élaboration d’un Smart grid. Et également en aval, Sagemcom propose une solution qui intègre une Box Energie reliée à un écosystème de capteurs et d’actionneurs locaux, et à une plateforme de services évolutive.

Quelle est la stratégie de votre entreprise face au nouveau marché qui se développe en matière de solutions aval compteur pour aider les utilisateurs dans la gestion de leur consommation d’électricité ?

La position de Sagemcom dans les terminaux résidentiels (décodeurs TV et passerelles ADSL) nous a naturellement dirigés vers des offres aval compteur de MDE dès 2007. Sagemcom a développé une des premières solutions de box énergie pour un des opérateurs alternatifs présents sur le marché de l’électricité. Cette solution permettait aux usagers résidentiels de consulter les informations de leur consommation réelle grâce à une offre fondée sur une box reliée à Internet, un afficheur et un serveur internet permettant de disposer des informations à distance.

Fort de ce retour d’expérience, Sagemcom a étendu ses solutions de MDE du Smart home au Smart building et au Smart car. La génération actuelle de solutions permet de mettre à disposition une gamme de services évolués où le consommateur final peut être acteur de sa consommation d’énergie quelle qu’elle soit : gaz, électricité, eau, renouvelable... Sagemcom s’est concentré sur des offres évolutives et simples à intégrer pour faciliter le changement des comportements des utilisateurs face à leur consommation d’énergie. Grâce à des équipements « plug and play », comme les capteurs et la box énergie, l’accès aux fonctionnalités de MDE (informations sur les consommations des équipements énergivores, la régulation locale ou administrée de la demande en énergie) est automatique et direct. Connectées à une plateforme de services évolutive, les box énergie de Sagemcom peuvent intégrer des services aval diversifiés (domotique, sécurité, ou maintien à domicile), favorisant davantage l’adhésion des utilisateurs. Enfin, elles sont dotées de technologies évoluées qui garantissent aux parties prenantes la sécurité et la confidentialité de leurs données.

Vous avez été sélectionné par ERDF pour une expérimentation en CPL G3 du compteur Linky. Pouvez-vous nous expliquer en quoi consiste cette expérimentation ?

L’expérimentation CPL G3 d’ERDF consiste en 2 phases : sa validation technique, puis sa faisabilité industrielle. La première phase a démarré avec les développements de Sagemcom, en partenariat avec la société Maxim Inc, et a abouti à un modem Linky CPL G3. La solution - modem G3 couplé à un compteur classique – a ainsi été testée en 2009. Cette première étape a permis de qualifier techniquement cette nouvelle technologie basée sur la modulation OFDM et le protocole IPv6. Elle a également démontrée les performances de la technologie : augmentation de la qualité de service et des débits de communication, capacité de passage des transformateurs de distribution HTA/BT, etc.

La deuxième phase porte sur une expérimentation terrain de 2000 compteurs Linky CPL G3. Son but est de vérifier l’industrialisation de la solution, d’étendre l’expérimentation terrain et de mettre en œuvre l’interopérabilité des différentes solutions de semi-conducteurs CPL G3. Le déploiement démarrera en juin 2011 et concernera aussi bien l’accès aux compteurs isolés en zones rurales que les compteurs des zones à forte densité.

Quels sont les enjeux de cette expérimentation pour votre entreprise ?

Les enjeux de cette expérimentation sont d’envergure. Aujourd’hui la filière française de l’énergie tient une position majeure dans le monde, et ce quel que soit le type d’énergie. Aussi, la migration du réseau électrique de distribution en France vers un smart grid est observé de près par nos voisins européens et implique de développer des forces tant sur les plans industriels que technologiques. Le projet Linky, toute technologie confondue, concerne 35 millions de compteurs, et Sagemcom entend démontrer son savoir-faire industriel et sa capacité d’innovation. Cette expérimentation en est une illustration. La technologie G3 va démontrer, en complément de l’expérimentation Linky CPL G1, la valeur ajoutée supplémentaire qu’il est possible d’offrir aux opérateurs de réseaux électriques et l’allégement des contraintes logistiques de déploiement à grande échelle qu’imposent les déploiements de solutions de smart grid actuelles.

Par ailleurs, la filière française ne sera pérenne et exportable qu’avec une avance technologique. Pour ce faire, Sagemcom investit sur des technologies de communication CPL robustes et évolutives. L’intégration de partenaires de la filière est selon nous important notamment pour démontrer l’adéquation de nos technologies aux différents environnements. L’intégration de coupleurs capacitifs de Nexans, en est un exemple. Le CPL G3 offre des débits plus importants, et apporte des perspectives réalistes d’intégration des énergies renouvelables, de la MDE par le consommateur final et aussi du véhicule électrique.

Qu’est-ce qu’apporte la G3 par rapport au système CPL actuel ? Quel est l’intérêt de cette nouvelle génération alors que la précédente est encore en phase d’expérimentation et n’a pas encore été généralisée ?

En 2007 la vision initiale portait sur la mise en place d’un système de collecte d’information, d’une logistique de déploiement à grande échelle. Depuis, l’intérêt d’intégrer d’autres problématiques, aussi complexes que l’énergie distribuée, le véhicule électrique et la MDE pour le résidentiel, les buildings et les éco quartiers, est devenu majeur. Les systèmes CPL actuels offrent de nombreux services indispensables aux opérateurs mais présentent des limites qu’il faudra dépasser pour apporter des solutions aux problématiques de gestion du réseau et d’usages à venir.

La technologie CPL G3 apporte tout d’abord la robustesse et la disponibilité de service. En effet, par des mécanismes de correction d’erreurs, le CPL G3 permet d’assurer une fiabilité des transmissions de données vers les systèmes des opérateurs. La qualité du lien CPL G3 se caractérise par une meilleure robustesse aux perturbations électromagnétiques, contrairement aux systèmes CPL actuels, et notamment ceux basés sur des modulations de type S-FSK, supportant moins ces interférences et ne garantissant pas la disponibilité du lien. Par ailleurs, la technologie CPL G3 garantit l’intégration des services à venir en toute transparence. Apportant un débit au moins dix fois plus important que les technologies S-FSK, le CPL G3 permettra d’assurer la fiabilité de la liaison entre le compteur et son concentrateur tout en supportant les flux additionnels pour la gestion des réseaux de distribution ou des nouveaux usages tel que le véhicule électrique, sans remettre en question les équipements et l’infrastructure de communication.

Pour finir, cette technologie pourrait être plus économique à déployer quels que soient les environnements, urbains ou ruraux. Le CPL G3 permet, en effet, le passage des transformateurs de distribution HTA/BT et limite donc le nombre de concentrateurs de données. Aussi, le coût d’un concentrateur utilisant la technologie G3 associé à un coupleur capacitif resterait inférieur à la mise en place de concentrateur dans tous les postes de distribution. D’autre part, adapté pour les environnements urbains et ruraux, le compteur CPL G3 permettrait de fournir une solution homogène sur tout le territoire sans intégrer des matériels GSM/GPRS dont le coût est plus élevé et la disponibilité liée à la couverture du réseau limitée. Les frais de déploiement pourraient ainsi être optimisés tout en assurant la couverture du réseau.

Comment reliez-vous Smart grids et système de comptage évolué ?

Notre vision du système de comptage évolué s’étend du compteur jusqu’au système de traitement de données en passant par les concentrateurs et répéteurs. Le système de comptage représente ainsi le maillon fondamental du Smart grid, où les compteurs sont les premiers capteurs disséminés sur le réseau et où les concentrateurs distribuent de façon « intelligente » les données dans le réseau. Fondée sur le protocole IPv6, l’utilisation de la technologie CPL G3 permet de distinguer plusieurs plans de communication dédiés au comptage et au transport de services annexes. Ceci est une garantie de sécurité pour les données critiques de métrologie, et d’une ouverture aval compteur.

L’enjeu des Smart grids concerne également le client car elles doivent faciliter sa participation active dans la MDE en lui permettant de tirer parti des informations délivrées dans la nouvelle grille tarifaire. Le compteur Linky véhiculera ainsi des informations sûres et fiables et les délivrera vers l’aval compteur pour que des automates puissent agir en fonction des variations tarifaires.

Quel est votre rôle dans le projet Réflexe ?

Le projet Réflexe (Réponse de Flexibilité Électrique) (voir également la rubrique « Territoires et projets ») fédère les compétences de groupes significatifs de la filière énergétique en France : Veolia Environnement, Alstom, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives, Supélec et Sagemcom. Le projet porte sur le développement des réseaux et systèmes électriques intelligents et fait l’objet d’une expérimentation pilote sur une vingtaine de bâtiments de la région Nice Côte d’Azur. Le pilote a pour objectif de valider les solutions mutualisées de stockage d’énergie, de gestion des charges et de production locale, en fonction de l’état du réseau électrique, afin d’agir sur le marché de capacité. Dans ce cadre de recherche, Sagemcom a la responsabilité de l’infrastructure de télécommunication des bâtiments pour permettre l’évaluation en temps réel des consommations et la mise en œuvre des opérations de délestage. Nous fournissons notamment les équipements de concentration de données ainsi que le système gère efficacement les différents services de pilotage, de gestion des charges, etc.




Eric Rieul
06 juin 2011


Eric Rieul, diplômé de Télécom Paris et de l’École Nationale des Arts et Métiers, a commencé sa carrière chez Sagem en 1991 comme ingénieur en Recherche et Développement dans le domaine de la défense.
Après avoir été responsable d’une Unité de Recherche, il a ensuite exercé des responsabilités marketing et commerciales au sein de différentes Business Units.
Il est nommé Directeur Adjoint de l’Activité Réseaux en 2003, et devient Senior Vice-président puis Directeur Général Délégué de la filiale Energy & Telecom de Sagemcom.


Groupe français au rayonnement international, Sagemcom opère sur les marchés de l’Internet haut-débit, des télécoms et de l’énergie, et de la gestion de documents : terminaux d’impression grand public et professionnels, décodeurs de télévision numérique, terminaux haut-débit et résidentiels, communication « Machine to Machine » (M2M), maîtrise de la demande en énergie et systèmes, partenariats télécom et convergence. Sagemcom a pour ambition de devenir un leader dans les terminaux communicants à forte valeur ajoutée. Avec un chiffre d’affaires de plus de 1,4 milliard d’euros, Sagemcom emploie 6000 personnes sur les cinq continents. Sa politique d'engagement dans le développement durable concerne en particulier l’ensemble du processus industriel, de l’éco-conception au respect des normes ISO, en passant par la réduction de la consommation d’énergie des produits.

Interview de Jacques Allard et Claudine Delrieu (Eco CO2) :

Il est indispensable de connaître ses consommations pour pouvoir les maîtriser

Face aux enjeux énergétiques et à la nécessité de diminuer les émissions de gaz à effet de serre, il n’existe qu’une solution réellement efficace : faire baisser les consommations, en travaillant, d’une part, sur l’efficacité énergétique et, d’autre part, en responsabilisant le consommateur pour l’encourager à maîtriser sa demande. Or, pour maîtriser sa demande en électricité, le consommateur doit avant tout la connaître. Ainsi, la directive européenne 2009/72/CE, qui préconise la généralisation des systèmes de comptage évolués considère :

« Un aspect essentiel de la fourniture d’énergie aux clients réside dans l’accès à des données de consommation objectives et transparentes. Ainsi, les consommateurs devraient avoir accès aux données de consommation qui les concernent et connaître les prix et les coûts des services correspondants pour pouvoir inviter les concurrents à leur faire une offre sur cette base. Il convient également de garantir aux consommateurs le droit d’être dûment informés de leur consommation d’énergie. […] La fourniture suffisamment fréquente d’informations sur les coûts de l’énergie aux consommateurs sera un facteur d’incitation en faveur des économies d’énergie […] ».

Des premiers retours d’expérience sur les systèmes existants

Consciente que l’objectif de 20 % d’économies d’énergie pour 2020 ne sera pas atteint – la trajectoire actuelle si rien n’est fait nous amènerait à 9 % d’économies - la Commission européenne a présenté, le 22 juin 2011, un projet de directive sur l’efficacité énergétique, comportant, entre autres, un accès facile et gratuit des particuliers à leurs données de consommation. Pour que ces données puissent être utiles au consommateur, ce dernier doit pouvoir en disposer en temps réel, et par un autre canal que la consultation quotidienne de l’index de son compteur.

Cependant, il existe déjà des instruments de surveillance de la consommation énergétique destinés aux particuliers : les afficheurs énergétiques. Encore peu courants en France, ils sont en revanche déjà fréquemment utilisés dans d’autres pays, tels que le Royaume-Uni, et ont l’avantage d’apporter à l’utilisateur une fréquence d’informations plus importante (consommation en temps réel en kWh et en devises). Citons, par exemple, le GEO Minim, distingué par Energy Saving Trust en Grande-Bretagne et le BaroWatt, adaptation d’un système britannique aux normes et compteurs français.

Une étude britannique, The smart way to display, a été réalisée auprès d’utilisateurs avec différents afficheurs énergétiques par l’organisation indépendante britannique, Energy Saving Trust, afin de déterminer les fonctionnalités les plus faciles d’utilisation et les plus efficaces en matière d’économies d’énergie. Elle a relevé une forte convergence des utilisateurs sur les points suivants :

  • l’idée de speedometer (barregraphe circulaire comme celui de GEO Minim qui reprend l’idée de tableau de bord des véhicules) ;
  • la présentation des consommations en temps réel par ordre de préférence :
    • un affichage en devise/jour (une compréhension parfaite) ;
    • la possibilité de pouvoir bénéficier d’un affichage en watts et kilowatts ;
  • un affichage permettant d’avoir un cumulatif des dépenses (souhaitable sur un jour pour la détection des appareils énergivores) ;
  • un affichage de l’historique des consommations avec possibilité de comparaison avec la consommation à un instant t.

De la nécessité de mener des études adaptées au contexte français

On peut noter l’absence de telles études ou de retours d’expérience auprès des consommateurs français qui sont peu nombreux à être équipés de tels afficheurs.

La note de positionnement de l’ADEME de mars 2011, Le compteur Linky, analyse des bénéfices pour l’environnement, souligne à ce propos le développement des services permis par Linky, qui peuvent se révéler être d’une aide précieuse dans une démarche de maîtrise de la demande en énergie. Cependant, même si, grâce à une facturation réelle et non plus estimée, les factures fournissent des informations plus précises, ce ne seront toujours que des informations décalées dans le temps. En outre, la moitié des compteurs français ne se situe pas à l’intérieur du logement, ce qui rend mal aisé le suivi régulier de la consommation.

« Une étude réalisée pour l’ADEME et le Conseil Mondial de l’Énergie en juillet 20101 autour d’expérimentations menées en Californie (USA), dans l’état de Victoria (Australie) ainsi qu’en Suède et de projets élaborés par la Corée du Sud et le Brésil confirme qu’une information individualisée et régulière du consommateur peut engendrer une économie d’électricité allant de 4,5 % à de 11 %. L’ampleur des économies est toutefois variable selon le mode de communication mis en place.
Ainsi, si l’envoi régulier d’un relevé des consommations réelles n’engendre qu’un gain de 4,6 % sur la consommation, l’affichage de ces informations sur un écran dans le logement (apposé sur le compteur ou indépendant) peut générer jusqu’à 11 % d’économies. Le mode de communication de l’information est donc un critère non négligeable ».

L’ADEME énumère certains services envisageables, comme un service d’information sur Internet. Le niveau de consultation risque d’être faible, car environ un tiers des ménages français ne bénéficie pas d’une connexion à domicile. Le dispositif se révélerait alors moins efficace qu’un afficheur déporté ou l’envoi de SMS pour susciter une évolution des comportements. Néanmoins, un afficheur déporté qui ne serait qu’un simple reflet de l’index du compteur ne permettrait pas plus au consommateur de maîtriser réellement sa demande d’énergie, comme l’a montré l’étude de l’Energy Saving Trust.

L’ADEME, suivi récemment par CRE, appelle de ses vœux la mise en place d’expérimentations dans le contexte français pour valider les informations les plus adaptées et leur mode de communication et la mesure de l’impact de l’affichage temps réel. C’est que nous nous attachons à monter chez Eco CO2 dans le cadre de l’Alliance TBH (Tableau de Bord de l’Habitat).




Jacques Allard et Claudine Delrieu
30 août 2011


Jacques Allard, Président d’Eco CO2, a passé 25 ans chez EDF où, après avoir dirigé les équipes de recherche Internet et comptage, il a fondé et dirigé pendant 4 ans Edelia, la filiale Smart grids d’EDF.
Claudine Delrieu est « coach en énergie ». Elle accompagne les particuliers dans leur démarche de maîtrise de l’énergie. Elle est également la principale contributrice du blog Eco CO2.


Eco CO2 est une société de services consacrée à la conception, la réalisation et la mise en œuvre d’outils liés à la maîtrise de l’énergie, au développement durable et à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Eco CO2 vient de lancer l’Alliance TBH (Tableau de Bord de l’Habitat).