Systèmes de comptage évolués

Contexte

Le déploiement de systèmes de comptage évolués est un objectif fixé au niveau européen (directive 2009/72/CE et 2009/73/CE du 13 juillet 2009 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et du gaz naturel, directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique) et transposé au niveau français dans le code de l’énergie (articles L. 341-4 et L. 453-7).

Les objectifs du déploiement des systèmes de comptage évolués en électricité et en gaz naturel sont de trois ordres :

  • 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.

Les ministres concernés par ce déploiement ont décidé de la généralisation des projets de compteurs communicants le 28 septembre 2011 pour l’électricité et le 23 septembre 2014 pour le gaz naturel.

Le rôle de la CRE

La CRE s’est impliquée très en amont pour définir les grands principes et les fonctionnalités des systèmes de comptage évolué pour le marché de détail, notamment dans le cadre de travaux menés au sein des instances de concertation impliquant l’ensemble des acteurs : dès 2006 pour l’électricité et 2009 pour le gaz naturel.

Les fonctionnalités des systèmes de comptage évolués pour le marché de détail

Comptage électrique

Dans sa communication du 6 juin 2007 sur l’évolution du comptage électrique en basse tension de faible puissance (≤ 36 kVA), la CRE a demandé que les systèmes de comptage évolués en électricité possèdent des fonctionnalités permettant de répondre à 4 grands objectifs :

  • pour les consommateurs : accéder facilement, et aussi souvent que possible, aux informations sur leur consommation réelle ;
  • pour les fournisseurs : permettre la facturation de leurs clients, sur la base d’offres diversifiées, notamment en fonction des heures de consommation ;
  • pour les gestionnaires de réseaux de distribution : permettre la facturation de l’utilisation de leurs réseaux ;
  • pour les gestionnaires du système électrique : accéder à tout moment aux informations nécessaires à la gestion de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité.

Afin de pouvoir répondre à ces quatre objectifs, les services de la CRE ont défini, dans ses orientations du 10 septembre 2007, les fonctionnalités minimales des systèmes de comptage évolués en électricité qui peuvent être réparties en 2 catégories :

1. Les fonctionnalités et performances du système de télégestion :

1.1.  les fonctionnalités et performances du système de télégestion :

  • les capacités de communication suffisantes pour relever tous les compteurs électriques chaque jour ;
  • la coupure et l’autorisation de rétablissement de l’alimentation à distance ;
  • la modification de la puissance souscrite à distance ;
  • le changement ou modifications du calendrier tarifaire à distance.
  • les performances de télé-opération suffisantes pour assurer une tarification en J-1, avec préavis du fournisseur au gestionnaire de réseaux avant 16h00 ;
  • la prise en compte des offres de fourniture à calendriers tarifaires propres à chaque fournisseur (pour garantir la souplesse de l’évolution des offres de fourniture et la compatibilité avec le système de profilage, la capacité du système de communication devra permettre l’utilisation de la courbe de charge pour le traitement de la clientèle bénéficiant d’offres de fourniture qui ne sont pas assises sur les périodes tarifaires du tarif réglementé de vente d’électricité) ;
  • la compatibilité avec des systèmes d’offres de fourniture à durée et quantité limitées par tout fournisseur ;
  • le maintien de la tarification historique.
  • pour l’utilisateur de réseau (ou les tiers désignés par lui), la possibilité d’accès à toutes les données de comptage enregistrées et mesurées par le compteur ;

1.2.   l’usage de la télégestion :

  • l’émission de facturation mensuelle sur données réelles ;
  • l’information du consommateur sur la qualité de l’électricité qui lui a été délivrée ;
  • la généralisation du relevé spécial en cas de changement de fournisseur ou d’offre de fourniture, de mise en service ou de résiliation de l’accès et de changement de puissance souscrite ou de formule tarifaire d’acheminement ;

1.3.  les requêtes générales :

  • l’archivage des données de comptage sur deux années ;

2. les fonctionnalités et les performances des appareils de comptage et de mesure

2.1.  la mesure et les enregistrements :

  • deux systèmes d’index indépendants : quatre index pour le tarif d’utilisation des réseaux publics et dix index pour la fourniture (prix marché ou tarif réglementé de vente d’électricité) ;
  • la courbe de charge (puissance active) à pas paramétrable, pour une capacité minimale de deux mois glissants au pas demi-horaire. Le pas d’intégration doit pouvoir prendre les valeurs 30 et 60 minutes ;
  • la valeur maximale de la puissance soutirée, Pmax (selon un mode de mesure qui pourra être utilisé pour la détermination de la puissance souscrite) ;
  • la qualité de l’électricité fournie (date de survenance et durée des coupures longues et brèves, date et durée des excursions de la tension hors de la plage réglementaire), avec une mémorisation pendant deux années glissantes ;
  • la possibilité de tarification à dépassement de puissance active ;

2.2.  l’affichage :

  • les index horo-saisonniers ;
  • la puissance instantanée ;
  • la puissance maximale ;

2.3.  le dispositif limiteur :

  • le seuil de coupure paramétrable par pas de 1 kVA ;

2.4.  les télé-opérations (communication vers et depuis l’amont du compteur) :

  • la capacité de télé-relever toutes les données enregistrées (flux d’énergie et qualité) ;
  • le télé-paramétrage (calendriers tarifaires et puissance souscrite) ;
  • la télé-coupure et autorisation de rétablissement à distance ;

2.5.  la communication vers l’aval du compteur :

  • au moins un relais commandé sur la base du calendrier tarifaire du distributeur ou du fournisseur ;
  • une interface de transmission des données réservée à l’utilisateur de réseau (ou les tiers désignés par lui), capable, entre autres, de transmettre toutes les données de comptage enregistrées ou mesurées par le compteur à un équipement d’affichage déporté ou à un dispositif développé par le fournisseur : a minima, la puissance instantanée, une ou plusieurs indications de période tarifaire (dont une alerte de dépassement de la puissance souscrite), les index horo-saisonniers, des éléments de courbe de charge, la valeur maximale de la puissance soutirée (Pmax), les derniers écarts de la qualité de la fourniture électrique et l’état de l’interrupteur intégré.

Comptage gaz

Les fonctionnalités de base proposées par le compteur Gazpar de GRDF sont les suivantes :

  • la mise à disposition des fournisseurs de la consommation réelle d’un point de comptage selon une périodicité mensuelle ;
  • la mise à disposition de l’index de consommation mesuré au moment d’une modification contractuelle (mise hors ou en service, changement de fournisseur et changement de tarif) ;
  • la mise à disposition locale, au niveau du compteur, de l’information de mesure permettant le développement de services, notamment en matière de maîtrise de la demande de l’énergie (MDE) ;
  • la mise à disposition des données brutes quotidiennes en volume (m3) ou en énergie (kWh, avec un PCS (pouvoir calorifique supérieur, nécessaire à la conversion d’un volume de gaz en énergie) moyen) sur un site internet opéré par GRDF, accessible aux consommateurs et aux tiers autorisés par les utilisateurs, pour les données qui les concernent et avec les garanties de sécurité et de confidentialité nécessaires.

Des fonctionnalités complémentaires, disponibles à la demande, seront développées. Les fonctionnalités complémentaires proposées par GRDF sont les suivantes :

  • le choix d’une date fixe de relève mensuelle ;
  • la modification ponctuelle du pas de relève pour passer, pendant une durée éventuellement limitée, à une  relève horaire destinée à permettre la réalisation d’études et de prestations de conseil en matière de MDE ;
  • un service de regroupement multisites des données de relève ;
  • la possibilité de disposer, à la demande par exemple d’acteurs publics territoriaux, de données agrégées et rendues anonymes sur des périmètres de territoire ou de type d’habitat définis.

La régulation incitative pour le déploiement des systèmes de comptage évolués

Les projets de systèmes de comptage évolués d’Enedis, ex-ERDF, et de GRDF diffèrent des projets classiques portés par ces deux gestionnaires de réseaux de distribution par le niveau élevé de leurs coûts, mais aussi par celui des gains attendus pour les consommateurs, ainsi que par leurs délais de déploiement.

 

Linky (Enedis, ex-ERDF)

Gazpar (GRDF)

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

2015-2021

2016-2022

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 à chacun de ces deux projets a été mis en œuvre par la CRE 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 évolué.

Ces cadres de régulation ont été définis dans les délibérations de la CRE du 17 juillet 2014, prises après consultations publiques et avis du Conseil supérieur de l’énergie (CSE) et publiées au Journal officiel le 30 juillet 2014. 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).

 Consulter le dossier dédié « Déploiement de Linky et Gazpar : la performance des opérateurs contrôlée par la CRE » - Décryptages n° 42

 Lien vers le dossier Comptage évolué du site www.smartgrids-cre.fr

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