Etude Hermès - Smartgrids-cre.fr · PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 8 Cadrage • Analyse des documents pertinents existants • Structuration des groupes de travail GrDF et eRDF

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Etude Hermès

Présentation au GT4M du 11 mars

Paris, 11 mars 2009

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Sommaire

A. Contexte et objectifs de l’étude 3

B. Méthodologie 5B1. Cadrage 9B2. Diagnostic de l’existant 11B3.1. Identification des solutions techniques et scénarios possibles 14B3.2. Analyse des impacts économiques engendrés par les mutualisations 21

C. Résultats 25Scénario 1 - Déploiement uniquement 27Scénario 2 - Moindre impact sur le projet AMM eRDF 35Scénario 3 - Mutualisation hors compteurs 43Scénario 4 - Mutualisation maximum 51

D. Synthèse des résultats 59

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A. Contexte et objectifs de l’étude

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GrDF a lancé une réflexion sur le déploiement de smart metering eta évalué des opportunités de synergies avec le projet AMM d’eRDF

ContexteContexte

• Lancement du Projet Comptage GrDF début 2007afin de définir et mettre en œuvre :– les futurs standards technologiques de comptage

pour le gaz– les fonctionnalités d’un nouveau système de

comptage sur le réseau de distribution

• Animation par GrDF d’un groupe de travail sur lecomptage du Gaz au 1er semestre 2008, à lademande de la CRE, afin de :– prendre en compte l’ensemble des besoins des

différentes parties prenantes (consommateurs,collectivités, fournisseurs, autorité de régulation)

– identifier les fonctionnalités du futur système

• Parallèlement, le projet AMM de déploiement decomptage intelligent est très avancé chez eRDF(expérimentation en cours de déploiement,spécifications finales adressées au marché,qualification des fournisseurs en cours)

Objectifs de l’étude

• A la demande de la CRE et d’institutionspubliques, cette étude de faisabilité d’unecoopération industrielle sur le comptage résidentiela été mené sous pilotage GrDF en collaborationavec eRDF

• Elle analyse l’opportunité technico-économiqued’une telle coopération ainsi que les implicationsinhérentes aux options envisagées :

- technique- fonctionnelle- organisationnelle- gouvernance- processus- Juridique

CONTEXTE ET OBJECTIFSA

Source : Roland Berger

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B. Méthodologie

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L’étude se concentre sur l’opportunité de mutualisation pour laDistribution à partir des cas de référence existants

Remarques préliminaires


B MÉTHODOLOGIE

Périmètre de l’étude

• Les analyses techniques, fonctionnelles, organisationnelles, processus, gouvernance et juridique sont centréessur le périmètre de la Distribution

• L'analyse est fondée les architectures stand-alone des chaînes de comptage, des projets AMM de eRDF et duscénario AMR1) de GrDF

• Les calculs de potentiels de mutualisation sont fondés sur une analyse des écarts liés à la mutualisation parrapport aux cas économiques de référence de ces deux projets

• Les bénéfices liés à la production, au transport et à la commercialisation ne sont pas considérés

• Les bénéfices liés à la maitrise de la demande d’énergie et à la vente de services associés ne sont pasconsidérés

Résultats de l’étude

• L’étude permet une analyse exhaustive des options et l’identification des pistes potentielles qui devront êtreapprofondies et confirmées dans un second temps

1) Scénario identifié par le groupe de travail CRE

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Le périmètre des métiers et populations impactés a été identifiépour les cas de référence

Métiers et populations impactés

Métiers Actes

Techniqueclientèle

• Interventions• Relèves (gestion, réalisation)• Dépannages et interventions clients

(actes techniques sur compteur,actes techniques sur disjoncteur,Coupure pour impayé, Mise enservice, Changement de formuletarifaire / de puissance, Résiliation,Intervention pour impayé,Dépannage sur comptage)

Types depopulation

• eRDF/GrDFrégion

• EGD région• EGD siège

Systèmed’information

• Développement (MOA)• Opérateur informatique• MCO

Fonctionscentrales

• Pilotage central• Pilotage régions

Source : analyse Roland Berger

B

• eRDF/GrDFsiège

• eRDF/GrDFsiège

• eRDF/GrDFrégions

BACKUP

Base d’activités et d’ETP considérée1)

1674

1.142

532

ETP dédiésgaz

ETP dédiésélectricité

1.456

5362

3.906

Relèves récurrentes Petites interventions

Total ETP = 7036

ETP P3 horsscope2)

3999

Total = 3999

1) Source : étude EGD au 31/12/2006 sur les activités P32) Activités non dématérialisables, non impactées

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Cadrage• Analyse des

documentspertinents existants

• Structuration desgroupes de travailGrDF et eRDF

• Détail du calendrierprojet

• Réunion delancement

• Collecte desdonnées techniqueset économiques(paramètres etvaleurs demodélisation)

L’étude est fondée sur une analyse approfondie de la situationexistante et des options techniques de mutualisation

B

Méthodologie

Analyse de mutualisation possible par maillonde la chaîne de comptage

• Identification des solutions techniques possibleset du champ de contraintes associées etdéfinition de scénarios possibles

• Analyse des impacts économiques engendréspar les mutualisations

Diagnostic de l’existant• Analyse des données par niveau de la chaîne

de comptage :– architectures stand-alone– options techniques possibles– caractéristiques économiques– organisation prévue et cadre juridique

Valorisation de 4 scénariosreprésentant les typologiesde mutualisation possibles• Sélection de 4 scénarios

cibles de coopérationindustrielle

• Analyse de la faisabilitéfonctionnelle, juridique etorganisationnelle parscénario et valorisation (B-Case)

1 2 4

3

3.1

3.2


MÉTHODOLOGIE

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B1. Cadrage

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L’étude s’est déroulée entre fin novembre 2008 et fin janvier 2009autour d’ateliers communs eRDF/GrDF

METHODOLOGIE - CADRAGEB1

Jan. Fév. Mar.2008

Déc.Nov.2009

19/11/2008Lancement

Validation interne et communicationdes résultats de l’étude à l’externe 11 mars

GT comptage CRE

Valorisation de 4 grandes famillesde scénarios

Retours d’expériences

Analyse par mutualisationpossible par maillon de chaînede comptage

Diagnostic de l’existant

Cadrage1

2

3

Calendrier


4

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B2. Diagnostic de l’existant

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Le diagnostic a permis de construire une vision partagée desarchitectures et des business cases de référence

Cas de référence et hypothèses

Eléments de diagnostic réalisés1)

• Architecture de la cible AMR de GrDF(cette architecture est une option parmiles architectures identifiées par le Groupede Travail sur le comptage de la CRE)

• Fonctionnalités attendues pour le gaz• Corps d’hypothèses économiques du

business case AMR de GrDF• Intérêt industriel d’une bidirectionnalité

des flux de données non démontré

Architectures stand-alone

• Projet AMR de GrDF

radioCompteur

gazConcentrateur

GrDF S. I. centralWAN(gprs, GSM-data)

• Projet AMM de eRDF

LAN filaireCPL

Compteurélectrique

ConcentrateureRDF S. I. central

WAN(adsl, gprs, GSM-

data)

Sens des flux des données

• Architecture de la cible AMM de eRDFFonctionnalités attendues pourl’électricité

• Corps d’hypothèses économiques dubusiness case AMM de eRDF

• Flux de données bidirectionnels

• Compatibilité des fonctionnalités• Corps d’hypothèses et de valeurs pour

reconstitution de business casescomparables


B2 METHODOLOGIE - DIAGNOSTIC

1) Voir annexes 1.1

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La reconstitution des business case stand-alone a permis deconverger sur les informations fournies par GrDF et eRDF

Investissements reconstitués

383

236

259269

1.288

1.740

4.175

eRDF – CAPEX cumulés [M€, 2008-2017] GrDF – CAPEX cumulés [M€, 2008-2017]

B2 METHODOLOGIE - DIAGNOSTIC

364

49515

18 25932

14

Pilotage projet

SI

Achats compteurs

Achats concentrateurs

Installation compteurs

Installation concentrateurs

Légende

Source : eRDF, GrDF, analyse Roland Berger

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 14

B3.1. Identification des solutions techniques et scénariospossibles

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 15

Les options de mutualisation possibles ont été analysées sur lachaîne de comptage telle que prévue par eRDF

B3.1

Options techniques envisagéesEnsemble des possibilités techniques par niveau de la chaîne de comptage

Contraintes prises encompte

• Capacité de connexion descompteurs gaz au réseauCPL : existence de latechnologie ou réalisationpossible dans les délaiscompatibles avec le projet

• Durabilité du matériel (cyclede vie produit, notammentdurée de vie des batteriesde modules radio)

• Contraintes technico-juridiques

• Contraintes métiers(déploiement et installationsinterventions)

Source : analyse Roland Berger, expert

Communicationdes données gaz enCPL sur réseau eRDF

LAN (CPL)COMPTAGE CONCEN-TRATEUR S.I. CENTRALWAN

Déploiementdes compteurs

Concentrateurunique avec eRDFspécifié pour AMM

Communication viale WAN eRDF

Mutualisation dusystème AMM(automate+ hardware +MCO + OI)

Mutualisation duhardware seulement

Mutualisation dusoftware seulement

Mutualisation de laMCO et de l’OIseulement

Communication viaun WAN propre GrDF

Communication viaun mode decommunication propreGrDF ou mis encommun avec eRDF

Concentrateurunique bi-modem (bicarte SIM)

Concentrateurpropre à GrDF

Communication viaLAN radio propre GrDF

Communication viainternet – dispositifpropre GrDF ou misen commun aveceRDF1)

Communication viaréseau téléphoniquepropre GrDF ou misen commun aveceRDF

Non-mutualisation/installation d’un compteur gazcommunicant

Déploiement mutualiséde l’installation descompteurs

Utilisation duCBE commepasserelle

Utilisationd’unepasserellefilaire ou radio

Liaisoncompteurs gaz etélectricité par Euirdisradio externe

Liaisoncompteurs gaz etélectricité par Euridisradio intégré

Liaisoncompteurs gaz / LANpar passerelle filaireEuridis/CPL

Liaisoncompteurs gaz / LANpar passerelleradio/CPL

Liaisoncompteurs gaz / LANpar passerelle filaire etradio

2

3

4

5

6

7

1

2

3

4

1

2

3

1

2

3

1

2

3

4

Liaisoncompteurs gaz etélectricité par Euridisfilaire

1

METHODOLOGIEANALYSE TECHNIQUE DES MUTUALISATIONS

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 16

Deux options techniques de mutualisation se dégagent pourtransférer les données gaz par CPL



Utilisation du compteur électrique commepasserelle, via port/protocole Euridis1)

• CAS A1 Connexion entre le compteur gaz et lecompteur électrique via Euridis filaire

• CAS A2 Connexion entre le compteur gaz et lecompteur électrique Euridis par moduleradio externe

• CAS A3 Connexion Euridis par module radiointégré au compteur électrique

Utilisation d’une passerelle HAN / LAN

• CAS A4 Connexion entre le compteur gaz et leréseau CPL par passerelle Euridis filaire

• CAS A5 Connexion entre le compteur gaz et leréseau CPL par passerelle radio

• CAS A6 Connexion entre le compteur gaz et leréseau CPL par passerelle mixte Euridisfilaire et radio

Zoom sur le niveau "compteurs"

1) Euridis : protocole de connexion intégré au compteur bleu électronique. Port libre et prévu sur les CBE AMMEuridis est un protocole hardware et software, notamment protocole de communication gérant le transfert des informations entre le concentrateur et leTSP via le Bus de Téléreport.EURIDIS est un protocole bidirectionnel qui permet de centraliser la saisie des informations sur un seul boîtier de téléreport

B3.1

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 17

*


L’utilisation du compteur électrique comme passerelle peut êtreréalisée selon 3 options techniques

CAS A1

Euridisfilaire

Séc.Int1)

CompteurGaz

CBE

230V

Module RF

CompteurGaz

CBE

230V

CPL

TIC

TIC

CBE

230V

CPL

TIC

RF

CompteurGaz

RF

Euridis

CAS A2

Euridis RFhorscompteur

CAS A3

Euridis RFintégré aucompteur

CPL

1) Sécurité intrinsèque

Principales caractéristiques

• Le compteur gaz est relié au réseau CPL par uneconnexion à un module radio directement intégrédans le compteur électrique

• Le compteur gaz est relié au réseau CPL via lecompteur électrique, par une connexion filaireutilisant le protocole Euridis

• Cette configuration nécessite une tête de sécuritéintrinsèque (obligation légale)

• Le compteur gaz est relié au réseau CPL via lecompteur électrique, par une connexion à unmodule radio, lui-même branché sur le réseauEuridis ou directement sur le compteur électrique

BACK-UP

Comparaison des 3 options

*RF

*RF

*

RF

B3.1

Lien filaire

Lienfilaire

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 18

Le recours à une passerelle HAN/LAN peut être réalisée selon troisoptions techniques

CompteurBleu Electro.

230V

TIC

CPL

Euridis

GAZ


Passerelle

EURIDIS

CPL

RF

*

Comparaison des 3 options de passerelle HAN/LANCAS A4

PasserelleEuridis/CPLfilaire

CAS A5PasserelleRF/CPL

CPL

GAZ

*

RF

Réseau 230V

Principales caractéristiques

BACK-UP

• Le compteur gaz est relié au réseau CPL par unepasserelle Euridis filaire

• La passerelle est branchée soit :a) Sur le réseau domestiqueb) Entre le disjoncteur et le compteurc) En amont du compteur

B3.1

Cas A6couplage A4et A5

• Le compteur gaz est relié au réseau CPL par unepasserelle Euridis radio

• La passerelle est branchée soit :a) Sur le réseau domestiqueb) Entre le disjoncteur et le compteurc) En amont du compteur

Compteur

Lien filaire

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Une analyse exhaustive des options techniques possibles et descompatibilités a été menée1)

Pas dedéploiement

mutualisé

2Aucunemutualis

ation

2

��D2 : WAN 2 canauxséparés

��

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

MCO +OI

seulement

5

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

WANautre

mise encommun

3

�

�

�

�

�

�

�

�

Concentrateur

propre àGrDF

3

�

��

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

Tout1

F

�

��

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

Compteurs

seulement

3

F1 : ToutDéploiement total

F2 : Compteursseulement

Compteurs seuls

�F3 : Concentrateursseulement

Concentrateursseuls

��

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

�

Concentrateurs

seulement

34Softwar

eHardwar

ecommunseuleme

nt

SI AMMcommun

WAN 2canauxséparés

WANcanal

unique

Concentrateur 2

SIM2

modems

ConcentrateurAMM

CPLPass.Euridis+ RF/CPL

Pass.RF/CPL

Pass.Euridis/

CPL

EuridisRF

intégrée

EuridisRF

Euridisfilaire

Possible avecsolutioncomptage n°

Niveau de départde lamutualisation

��C2 : Concentrateur2 SIM2 modems

��C1 : ConcentrateurAMM

Mutualisation àpartir duconcentrateur

��B1 : CPLMutualisation àpartir du réseauCPL

��A6 : Passerellefilaire et radio

��A5 : Passerelleradio

��A4 : Passerellefilaire (Euridis)

��A3 : Euridis radiointégrée

��A2 : Euridis radio

��A1 : Euridis filaireMutualisation àpartir ducomptage

E4 : MCO + OIseulement

E3 : Software

E2 : Hardwarecommun seulement

E1 : SI AMMcommun

D3 : WAN autremise en commun

D1 : WAN canalunique

C3 : Concentrateurpropre à GrDF

EDCBAMutualisation 1654321

�

2

�

121 1 3 4

� � �

Mutualisation àpartir du WAN

� � �

� � �

Mutualisation àpartir du S.I.

� � �

� � �

� � ��

Implique la non utilisationdu CPL


CPLCompteur Concentrateur S. I. centralWAN

A

BC

D

E

Scénario type

Scénariodéploiementuniquement

Scénariomutualisationhors compteur


Déploiement descompteurs

�

Scénario demutualisationmaximum

Scénario demoindre impacteRDF

Cas possibles enfonction du niveaude départ(appréciationtechniqueuniquement)

B3.1

F

1) Lecture du tableau: en fonction du niveau d’entrée de mutualisation, identification en ligne des compatibilités techniques théoriques des possibilités envisagées

Cas impossibles

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 20

Les scénarios présentés reflètent les 4 typologies de mutualisationpossibles

Commentaire

Source : eRDF, analyse Roland Berger

Classe de scénario en fonction de degré de mutualisation

LAN (CPL)COMPTEUR CONCEN-TRATEUR

S.I.CENTRALWAN

DEPLOIEMENTCOMPTEURS

Déploiementuniquement

• Utilisation du déploiement prévu par eRDF pourles compteurs gaz

• Aucun impact sur la chaine de comptage

• Utilisation du déploiement prévu par eRDF pourles compteurs gaz

• Aucun impact sur la chaine de comptageMoindreimpactsur AMM

• Adossement du système AMR sur le réseauCPL sans recours au compteur électriquecomme passerelle

• Réduction des contraintes de gestion,d'évolutivité et de gouvernance

Mutualisationhors impactcompteur

• Adossement maximum du système AMR sur lesinfrastructures prévues par AMM

Mutualisationmaximum

MutualiséNon mutualisé

1

2

3

4

METHODOLOGIEANALYSE TECHNIQUE DES MUTUALISATIONSB3.1

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 21

B3.2. Analyse des impacts économiques engendrés par lesmutualisations

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 22

L’analyse des impacts économiques de mutualisation est fondéesur les écarts entre situations de référence et les scénarios

Vision desparamètrescibles

Partage deshypothèses etconstitution dumodèle commun/référence

Reconstitutiondes casstand-alone

Photo de lasituation

RéalisationdesScénarios

Output deltaglobal Ventilation Total delta1 2 3 4 5

VisionGrDF pour1 projetAMR enstand-alone

VisioneRDF pourle projetAMM enstand-alone

Recons-titution ducas stand-alone avecle soclecommun

Recons-titution ducas stand-alone avecle soclecommun

Scenario 1

Scenario 2

Scenario 3

Scenario 4

Gains demutualisation

Coûts demutualisation

Total deltapar scénario

deltascénario 2

deltascénario 3

Gains pourGrDF

Coûts pourGrDF

Gains poureRDF

Coûts poureRDF

• Scénarioplus ou moinsbon pour GrDF

• Scénarioplus ou moinsbon pour eRDF

Partaged’uncorpsd’hypo-thèsecommun

Partagesur lavaleurdesparamètres

« Photo »de chaquecas stand-alone deréférence

METHODOLOGIEANALYSE ÉCONOMIQUE DES IMPACTS DE MUTUALISATION


B3.2

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 23

Après estimation des impacts respectifs des scénarios sur les casstand-alone, les gains et coûts sont ventilés entre les deuxopérateursFonctionnement du modèle

METHODOLOGIEANALYSE ÉCONOMIQUE DES IMPACTS DE MUTUALISATION


1) Scénario : combinaison des choix techniques à chaque niveau de la chaîne de comptage2) Algorithme permettant compléter le scénario retenu lorsque celui-ci ne couvre pas tous les cas de configurations des compteurs – par un choix technique compatible

A

B

A’+B’

A’’

B’’

A+BAgrégationdes cas deréférence

Agrégation descas aprèsimpact de

mutualisation

Scénariotechnique choisi1)

A’’+B’’ = A’+B’

Ventilation des coûts et bénéficespar clés de répartition

Cas de référenceGrDF

Cas deréférence eRDF

Cas GrDF aprèsmutualisation ventilée

Cas eRDF aprèsmutualisation ventilée

CPLCompteur Concentrateur S. I.Télécom

A B C D E

Matrices d’impacts GrDF

• Paramétrage modem CPL (àvalider)


Installation

• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur

Matériel

• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance

Exploitation

Pilotage

Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)

Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation

Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex

• ParamétragemodemCPL(àvalider)


Installation

• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur

Matériel

•∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance

Exploitation

Pilotage

ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)

Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation

Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex

Matrices d’impacts eRDF



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex

Calcul des impacts demutualisation sur chaque niveau



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel


Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel

• ∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance

Exploitation

Pilotage



Capex

Opex



Installation


Matériel

• ∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance

Exploitation

Pilotage



Capex

Opex

Complémentde scénario2)

B3.2

Déploiementcompteurs

F

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 24

Au-delà de l'analyse technico-économique, la faisabilité a aussi étéétudiée

Faisabilité en terme de gouvernance

Faisabilité calendrier

Faisabilité fonctionnelle

Faisabilité organisationnelle

Faisabilité légale

Faisabilité technique

Faisabilité –Axes d'analyse

• Maturité de la technologie, disponibilité,complexité de mise en œuvre de la solutiontechnique

• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI

• Complexité de pilotage et de mise en œuvreterrain

• Disponibilité de la compétence gaz /électricité

• Degré de contrainte imposé par le cadrerèglementaire (décrets, principe despécialité)

• Partage des responsabilités de pilotagependant le déploiement puis sur la durée devie du système

• Gestion des évolutions

• Délais de spécifications, développementfournisseur, tests de non régression,coordination des équipes ,des sous-traitants


Axes d’analyse

METHODOLOGIEANALYSE DE LA FAISABILITEB3.2

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 25

C. Résultats

Principes d’analyse

Résultats par scénario

Synthèse

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 26

Comparaison entre eRDF et GrDF des grandes massesmutualisables significatives

Source : eRDF, GrDF, analyse Roland Berger

GrDF Caractère mutualisable

Investissements reconstitués, CAPEX cumulés [M€, 2008-2017]

383364

236

495

184

25932

14

15

18 0

75

269

1.288

1.740

4.175

ExpérimentationS.I.1)

Achats compteursAchats concentrateurs

Installation compteurs

Installation concentrateurs

��

�

�

�

�

NA18 M€

15 M€

99 M€

14 M€

NA

Pilotage central du projet �

eRDF Commentaire

Coûts de coordinationNAPas d’expérimentation GrDF à ce stadeAutomate AMM totalement mutualisable

Compteurs gaz et électricité différentsEffet volume possible hors mutualisationConcentrateurs totalement mutualisables

Geste technique sur place incompressible(y compris périmètre adressable)

Installation concentrateurstotalement mutualisable

146 M€non mutualisable1) y.c. 88 M€ de commissionning pour eRDF

C

�

�mutualisable

PRINCIPES D’ANALYSE

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 27

Scénario 1 - Déploiement uniquement

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 28

Le scenario « déploiement Uniquement » vise le seul partage desressources pour l’installation chez les clients, sans aucun partaged’infrastructureStructure du scénario

Architecture

Déploiement

COMPOSANTES PAR MAILLON DE LA CHAINE

A « Aucune mutualisation »

B « Aucune mutualisation »

C « Aucune mutualisation »

D « Aucune mutualisation »

E « Aucune mutualisation »

F

1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT

Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 29

Liaison compteursgaz et électricité parEuridis filaire

1Utilisation duCBE commepasserelle

Utilisationd’unepasserellefilaire ouradio

Il se compose uniquement d’une mutualisation des ressources etdéplacements pour le déploiement des compteurs

Composantes du scénario

LAN (CPL)

Liaison compteursgaz et électricité parEuirdis radio externe

2

Liaison compteursgaz et électricité parEuridis radio intégré

3

Réseau électriqueeRDF intégralementmutualisé

1 Concentrateurspécifié pour AMM(adaptations applicatives)

1

Concentrateur à 2cartes SIM et 2 modems

2

1 canal commununique GPRS ou ADLS ensortie concentrateur

1

2 canaux séparés, i.e.2 abonnements

2

S.I. AMM mutualisé1

COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWAN

2 S.I. séparés2


Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire Euridis/CPL

4

Liaison compteursgaz / LAN par passerelleradio/CPL

5

Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire et radio

6


Déploiementmutualisé des compteurs

1

Déploiement nonmutualisé des compteurs

2

A B C D E F

Option technique cible

Solution technique complétant les cas noncouverts par l’option technique cible


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 30

Visualisation de la configuration au niveau du compteur

Comparaison « projets existants » vs. « projet mutualisés »

Architectures existantes Architectures mutualisées

Projet AMMeRDF

Projet AMRGrDF

Dataconcentrateur

électricité

Compteur gaz Dataconcentrateur

gaz

Compteurélectrique

Réseauélectrique BT

radio

* *

CPL

Dataconcentrateur

électricité


gaz

Compteurélectrique


radio

* *

CPL


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 31Source : analyse Roland Berger

99

10

4 175

5 107

Pilotage projet

0

SI Achatsconcentrateurs

0

Achats compteurs

0

Installationcompteurs

0

Installationconcentrateurs

838

4 180

5 018

932

Les coûts évités d’installation des compteurs proviennentessentiellement du nombre de déplacements évités

GrDF

eRDF

Capex stand-alone

Capex Mutualisation,ventilés

• Coûts évités du serviceclient / compteur gaz

• Coûts évités dudéplacement /compteurgaz

• Coût supplémentaire depilotage pour ledéploiement en commundes compteurs

Détail des impacts du scénario "Déploiement uniquement" [M€ 2008]



166166

2 178

2 3440

Exploitationtélécoms

0

Maintenancecompteurs -

Remplacementdes batteries

0 00

Maintenanceconcentrateurs

Pannescompteurs

Pannesconcentrateurs

0

Renouvellementconcentrateurs

0

Exploitation SI

2 178

2 344

+0%

GrDF

eRDF

Coûts évités d’exploitationstand-alone

La mutualisation du déploiement n’a aucun impact sur les coûtsd’exploitation évités

Coûts évités d’exploitationmutualisation, non ventilés

Impacts cumulés sur les Opex [M€, sur 20 ans], [Figure 11]


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 33

Le scénario ne génère aucun évolution technique et permet uneamélioration de la VAN globale


• Amélioration de la VANglobale de 66 M€

F – DéploiementGAZ

ELEC

Effetdéfavorable

Effetfavorable

� � �• Mutualisation desdéplacements et du serviceclient

• A la cible, 11% du parcAMM aura été posé horsdéploiement planifié, soitune cible de mutualisationde 89% du parc. Onconsidère que 80% decette cible est réalisable(soit 71%)

Domaine Elément Impact

F - Déploiement • Coûts de coordination dudéploiement par lesfonctions centrales

�

Principaux effets

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 34

La faisabilité de ce scénario nécessite d’être confirmée par uneétude plus approfondie


Évaluation de la faisabilité de mise en œuvre

Faisabilité du scénario Spécificités

Faisabilité forte Faisabilité faible

Définition

Faisabilitéfonctionnelle


Faisabilité enterme degouvernance

Faisabilitécalendrier

FAISABILITÉGLOBALE

Faisabilitéorganisationnelle

Faisabilitétechnique

1

2

3

4

5

6

• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvrede la solution technique


• Complexité de pilotage et de mise en œuvre terrain• Disponibilité de la compétence gaz / électricité

• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puissur la durée de vie du système

• Gestion des évolutions• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets,

principe de spécialité)

• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de nonrégression, coordination des équipes ,des sous-traitants

• Aucun impact

• Définition desresponsabilités nécessaire

• Aucun impact

• Aucun impact

• Scénario réalisable à confirmer par une étude plus approfondie

• Aucun impact

• Coordination pilotage etdouble compétencenécessaires

NA

NA


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 35

Scénario 2 - Moindre impact sur le projet AMM eRDF

2

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 36

Le scenario 2 « moindre impact sur le projet AMM » vise lamutualisation « amont » et la dissociation des données dès leconcentrateurStructure du scénario

Architecture

Déploiement


A

B

C Le data concentrateur dispose de deux mémoires distinctes, de 2 modems et 2 cartes SIM

D Le WAN n’est pas mutualisé

E Le SI n’est pas mutualisé

F

2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF

Le compteur gaz s’appuie sur une « passerelle » filaire ou radio pour transmettre ses index directement sur leréseau – cette passerelle est branchée sur le réseau électrique domestique

Le réseau CPL sert de vecteur de communication vers le data concentrateur

Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 37




Le scénario « moindre impact » s’appuie sur une passerelle radioCPL au niveau comptage – il ne mutualise ni le WAN ni le SI


LAN (CPL)


2


3



1


2


1


2



2 S.I. séparés2



4


5


6

(10%)

(90%)



1


2

A B C D E F




PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 38

Visualisation de la configuration au niveau du compteur


ADSLGPRS


Projet AMMeRDF

Projet AMRGrDF

S.I.gaz

ADSLGPRS

S.I.électricité

Dataconcentra

teurélectricité

Compteurgaz

Compteurélectrique

Radio (LAN)

RF*

CPL CPL

WANélectricité S.I.

électricitéData

concentrateur

commun

Compteurélectrique

CPL CPL

Compteurgaz

RF

*

Euridis

*Data

concentrateurgaz

*S.I.gaz

WANgaz


Radio (90%)

Filaire (10%)

Euridis

CPL

RFPasserelle1)

1) La passerelle est branchée soit :a. Sur le réseau domestiqueb. Entre le disjoncteur et le compteurc. En amont du compteur


286

283

932

4 175

5 10710

Pilotage projet

0

SI

14


4 184

Achatsconcentrateurs

5 660


Achats compteurs

1 47611

Ce scénario présente un surcoût par rapport à AMR sansbénéficier de mutualisation technique

GrDF

eRDF

Capex stand-alone

Capex mutualisésbruts

• Coût du matérielsupplémentaire pourle compteur gaz

• coûts évités des /concentrateurs pourGrDF

• Coût supplémentaire/ concentrateur poureRDF

• Coûts évités dudéplacement etde l’installationdesconcentrateurspour GrDF

• Coût supplémentairede pilotage pour ledéploiement encommun descompteurs

Détail des impacts du scénario "Moindre Impact sur projet AMM eRDF" [M€ 2008]


• Allongement du tempsd’installation sur place ducompteur gaz en raisonde :

– l’appariementnécessaire avec lecompteurélectrique,

– la pose de lapasserelle (90% enradio et 10% enfilaire)

• Coûts évités dudéplacement / compteurgaz


1432

141

68

166

2 3440


0



9


0

Exploitation SI

2 162

2 230

-5%

Pannescompteurs



2 178

GrDF

eRDF


L’augmentation du taux de panne et la hausse globale du coûtmatériel des compteurs génèrent l’essentiel de l’impact sur lescoûts évités



• matériel supplémentaire parcompteur gaz

• Augmentation du taux dedéfaillance des compteurs gaz

• Aucun impact sur les compteursélectriques

• -

• SI séparés,aucun impactsur lamaintenance

• -

• Coûts évités de lamaintenance surles concentrateursGrDF

• Coûts évités durenouvellementdes concentrateurspour GrDF

• Coûtsupplémentairedes concentrateurspour eRDF

• Coûts évités despannes sur lesconcentrateursGrDF

• CoûtsupplémentairedesconcentrateurseRDF


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 41

Le scénario génère des évolution techniques et opérationnellestraduits en termes d’investissement et coûts d’exploitation

ELEC

�• Coûts de coordination dudéploiement par les fonctionscentrales

GAZ

�• Matériel supplémentaire eRDF pourla carte SIM et le modem

C - Concentrateur

�• Mutualisation des déplacements et duservice client

• A la cible, 11% du parc AMM aura étéposé hors déploiement planifié, soitune cible de mutualisation de 89% duparc. On considère que 80% de cettecible est réalisable (soit 71%)

F – Déploiement

�• Pas d’investissement propre GrDFC - Concentrateur

� � �• Allongement du geste technique surplace pour la pose de la passerelle etappariement

� � �• Coût de la passerelle et du matérielsupplémentaire de pose du compteur

A - Compteur

Domaine Elément ImpactEffetfavorable

Effetdéfavorable

F - Déploiement • Coûts de coordination dudéploiement par les fonctionscentrales

�

Principaux effets


• Dégradation de la VANglobale de 524 M€

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 42

Le scénario « moindre impact » présente une faisabilité techniqueréaliste et des impacts délais limités




Faisabilité forte

Définition





FAISABILITÉGLOBALE



1

2

3

4

5

6








• Modification duconcentrateur AMM : + 6mois maximum

• Scénario réaliste d’un point de vue technique et fonctionnel• Contraintes de confidentialité, et de gestion des données levée par la

séparation des données

Faisabilité faible

• Contraintes techniqueslimitées au concentrateur

• Interdépendance des fluxjusqu’au concentrateur

• Coordination pilotage etdouble compétencenécessaires

• Données séparées• S.I. séparés• Responsabilités à définir• Transit de données gaz sur

CPL : autorisation nécessaire

+ 0 à 6 mois


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 43

Scénario 3 - Mutualisation hors compteurs

3

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 44

Le scenario « mutualisation hors compteurs » recherche le partaged’infrastructures sans toucher à l’élément de base :le compteur électriqueStructure du scénario

Architecture

Déploiement


A Le compteur gaz s’appuie sur une « passerelle » filaire ou radio pour transmettre ses index directement sur leréseau. Cette passerelle est branchée sur le réseau électrique domestique

B Le réseau CPL sert de vecteur de communication vers le data concentrateur

C Le data concentrateur prévu par le projet AMM avec les données électricité et gaz

D Les données sont transmises sur 1 WAN commun et via des data collection engines communs au S.I. central

ELe S.I. central AMM est partagé pour toute la partie automate = infrastructure + applications + services + O.I.+ MCO

F Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF

3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 45




Le scénario s’appuie sur 90% de passerelle radio (A5) et 10% depasserelle filaire (A4) au niveau du comptage


LAN (CPL)


2


3



1


2


1


2



2 S.I. séparés2



4


5


6 Option technique cible


(10%)

(90%)



1


2

A B C D E F


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 46

ADSLGPRS

Visualisation de la configuration du compteur au S.I.



Projet AMMeRDF

Projet AMRGrDF

S.I.gaz

ADSLGPRS

S.I.électricité

Dataconcentra

teurélectricité

Compteurgaz

Compteurélectrique

Radio (LAN)

RF*

CPL CPL

S.I.commun

Dataconcentra

teurcommun

Compteurélectrique

CPL CPL

Compteurgaz

RF

*

Euridis

*Data

concentrateurgaz

*


Radio (90%)

Filaire (10%)

WANCommun

1) La passerelle est branchée soit :a. Sur le réseau domestiqueb. Entre le disjoncteur et le compteurc. En amont du compteur

Euridis

CPL

RFPasserelle1)


286

283

4 175

5 107 13

Pilotage projet

18

SI Achats compteurs

14

5 642

4 183

1 460


14



932

GrDF

eRDF

Capex stand-alone

L’achat des modules radio et leur installation représententl’essentiel de l’effort d’investissement

Capexmutualisés

bruts

• matériel supplémentairepar compteur gaz

• Surcoût en moyennesur le module RF AMR

• Economie del’automate pourGrDF

• Allongement du tempsd’installation sur place ducompteur gaz en raisonde :

– l’appariementnécessaire avec lecompteurélectrique,

– la pose de lapasserelle (90% enradio et 10% enfilaire)


• Coûts évités dudéplacement lors del’installation desconcentrateurs pour GrDF

• Coûts évitésmatériel /concentrateur pourGrDF

• Coût de l’adaptationsoftware /concentrateur

• Coût supplémentairede pilotage pour ledéploiement encommun descompteurs, desconcentrateurs et du SI

Décomposition des coûts et « gains » de mutualisation, [M€ 2009], [Figure 4]



84

32

141158166

Pannescompteurs




1


10


Exploitation SI

2 174

2 333

-0%

0


22 344

2 178

GrDF

eRDF





• Coût supplémentaire ducompteur gaz

• Augmentation du taux dedéfaillance des compteurs gaz

• Aucun impact sur les compteursélectriques

• Pas de batteriesupplémentairepar rapport àAMR pourGrDF

• MaintenanceSI évitée pourGrDF

• Moindre coût destransmissions dedonnées pourGrDF

• Coûts évités de lamaintenance surles concentrateursGrDF


• Coût del’adaptation dusoftwareconcentrateur poureRDF


• Coût des pannesconcentrateurssupplémentairespour eRDF


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 49

Le scénario génère des évolutions techniques et opérationnellestraduits en termes d’investissement et coûts d’exploitation

ELEC

Effetdéfavorable

EffetfavorableImpactElémentDomaine

�• Coûts de coordination du déploiementpar les fonctions centrales

GAZ

�• Coûts de coordinationE – S.I.�• Adaptation softwareC - Concentrateur

� �• Coût évité d’investissement SI (100%du coût de l’automate GrDF)

• Coût de maintenance SI évité

�• Coûts de coordinationE – S.I.


• A la cible, 11% du parc AMM aura étéposé hors déploiement planifié, soitune cible de mutualisation de 89% duparc. On considère que 80% de cettecible est réalisable (soit 71%)

F – Déploiement


� � �• Allongement du geste technique surplace pour la pose de la passerelle etappariement

� � �• Coût de la passerelle et du matérielsupplémentaire de pose du compteur

A - Compteur

F - Déploiement • Coûts de coordination du déploiementpar les fonctions centrales

�

Principaux effets



PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 50

Ce scénario présente des contraintes de gouvernance sur la duréede vie du système





Définition





FAISABILITÉGLOBALE



1

2

3

4

5

6








• Pas de contrainte techniqueCas de configurations terrainà anticiper

• Interdépendance des flux• Evolutivité du système limitée

par l’interdépendance• Coordination pilotage, SI et

double compétencenécessaires

• Scénario réalisable sur le plan technique• Complexité de gouvernance et de gestion du projet sur la durée de

vie (évolutivité)

• Données non séparées, S.I.non séparés, confidentialité

• Responsabilités à définir• Transit de données gaz sur

CPL : autorisation nécessaire

• Processus AMM non impacté


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 51

Scénario 4 - Mutualisation maximum

4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 52

Le scenario « mutualisation maximum » recherche le partagetechnique le plus avancé possible des infrastructures

Composantes par maillon de la chaîne

Architecturede la chaînede comptage

Déploiement

A Le compteur gaz s’appuie sur le compteur électrique AMM pour transmettre ses index

B Le réseau CPL sert de vecteur de communication vers le data concentrateur

C Le data concentrateur prévu par le projet AMM avec les données électricité et gaz

D Les données sont transmises sur 1 WAN commun et via des data collection engines communs au S.I. central

E Le S.I. central AMM est partagé pour toute la partie automate = infrastructure + applications + services + O.I. + MCO

F Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF

LAN (CPL)COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWANDéploiement des

compteurs

A B C D E F


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 53


1Utilisationdu CBEcommepasserelle


Ce scénario s’appuie sur tous les éléments de la chaîne decomptage du projet AMM de eRDF


LAN (CPL)


2


3



1


2


1


2



2 S.I. séparés2


1


2



4


5


6



(10%)

(90%)


A B C D E F


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 54

Compteurgaz

Compteurélectrique

Ce scénario modifie la configuration technique au niveau descompteurs

Comparaison des projets existants aux projets mutualisés selon le scénario 1


Projet AMMeRDF

Projet AMRGrDF

Dataconcentrateur

électricité


gaz

Compteurélectrique

CPL

Dataconcentrateur

communEuridisEuridis

Réseau électrique BT

Radio (LAN1))

RF

1) RF LAN : radio frequency, Local Area Net (i.e. liaison radio, réseau local, quelques centaines de mètres)2) RF HAN : radio frequency, Home Area Net (i.e. liaison radio, réseau domestique, ~ dizaines de mètres)


CPL


* **

*

RF

RF



CPL

Radio (HAN2))



121

95

18

4 175

5 107

Pilotage projet

13

Achats compteursSI

14


5 289

4 319

970


14


932

L’installation et le matériel supplémentaire pour les compteursconstituent l’essentiel de l’impact

Décomposition des coûts et « gains » de mutualisation hors ventilation [M€ 2009][Figure 4]

GrDF

eRDF

Capex stand-alone

• matériel supplémentairepar compteur électrique

• matériel supplémentairepar compteur gaz

• Economie sur le moduleRF AMR

• Economie del’automate AMR pourGrDF

• Allongement du tempsd’installation sur place ducompteur gaz en raisonde l’appariementnécessaire avec lecompteur électrique etdes vérifications de noninterférences avec lesautres systèmes radiodomestiques (wifi,bluetooth, autrescompteurs installés sur lamême zone)

• Coûts évités / compteurgaz sur le service client


• Coûts évités dudéplacement et del’installation desconcentrateurs pourGrDF

• Coût supplémentairede pilotage pourl’installation desconcentrateurs et duSI

• 200 € de coûts évitésmatériel/concentrateur pourGrDF

• Coût de l’adaptationsoftware



84

32

155

219

166


0



Pannescompteurs


1


10

-1%

2 319

2 101

Exploitation SI

2 178

2 3442


GrDF

eRDF





• matériel supplémentaire parcompteur électrique

• Augmentation du taux dedéfaillance pour les compteursélectriques et gaz

• Economie sur compteur gaz

• Pas de batteriesupplémentairepar rapport àAMR pourGrDF

• MaintenanceSI évitée pourGrDF

• Moindre coût destransmissions dedonnées pourGrDF • Coûts évités de la

maintenance surles concentrateursGrDF


• Coût del’adaptationsoftwareconcentrateur poureRDF


• Coût des pannesconcentrateurssupplémentairespour eRDF


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 57

Le scénario génère des évolution techniques et opérationnelletraduites en termes d’investissement et coûts d’exploitation



�• Intégration du module radio au compteurélectrique et modification du software

A – CompteursELEC

Effetdéfavorable

EffetfavorableImpactElémentDomaine

�• Coûts de coordination du déploiement parles fonctions centrales

GAZ

�• Coûts de coordinationE – S.I.�• Adaptation softwareC - Concentrateur

� �• Coût évité d’investissement SI (100% ducoût de l’automate GrDF)

• Coût évité de maintenance du SI

�• Coûts de coordinationE – S.I.


• A la cible, 11% du parc AMM aura été poséhors déploiement planifié, soit une cible demutualisation de 89% du parc. Onconsidère que 80% de cette cible estréalisable (soit 71%)

F – Déploiement


� �• Allongement du geste technique sur placeen raison de l’appariement entre compteurélectrique et compteur gaz

� �• Coût du matériel supplémentaire parcompteur

A - Compteur

F - Déploiement • Coûts de coordination du déploiement parles fonctions centrales

�

Principaux effets

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 58

La faisabilité de mise en œuvre est limitée au regard desimplications en termes de délais et de gouvernance





Définition





FAISABILITÉGLOBALE



1

2

3

4

5

6








• Faisable moyennantmodifications du compteurAMM

• Interdépendance des flux• Evolutivité du système

limitée par l’interdépendance• Coordination pilotage et

double compétencenécessaires

• Données non séparées, S.I.non séparés, confidentialité

• Responsabilités à définir• Transit de données gaz sur

CPL : autorisationnécessaire

• Processus AMM fortementimpacté (+14 à 24 mois)

• Scénario à faisabilité limitée– Impacts délais importants sur le projet AMM eRDF– Complexité de gestion sur la durée de vie

+ 14 à 24 mois


PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 59

D. Synthèse des résultats

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 60

L’interclassement des scénarios fait ressortir le scénario 1 commela priorité économique et le plus aisé à mettre en œuvre

Évaluation des scénarios


Commentaires sur la faisabilité

• Le scénario 1 « déploiement uniquement »représente le gain de base lié à un déploiementcoordonné des compteurs sans mutualisation technique

• Le scénario 2 "moindre impact" permet de s’affranchirde la complexité et de la gouvernance partagée desdonnées et du SI mais dégrade les bénéfices demutualisation des coûts de SI de plus de 100 M€ sur ladurée par rapport au scénario 3

• Le scénario 3 "mutualisation hors impact compteur"impacte peu le projet AMM mais dégrade la VANglobale des projets de 408 M€

• Le scénario 4 "mutualisation maximum" présente leplus d’impacts sur le projet AMM (18 mois de décalage,re-spécification du compteur électrique, software ethardware)

∆ VAN globale par rapport aux scénarios de référenceagrégés

D SYNTHESE

1) ∆ VAN globale : ∑ VAN mutualisée - ∑ VAN stand-alone

∆ VAN globale1)

[M€]

0

- 450

- 300

- 150

+ 150

4

3

Mutualisationmaximum

1

Faisabilité faible Faisabilité forte

+66+80

+51

Moindre impactsur AMM

Mutualisationhors compteur

Déploiementuniquement

1VAN de référence du scénario+ 20 % favorables

- 20 % défavorables

- 150

-60

-240

- 524

- 374

- 676

- 600

- 408

-262

-5562

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 61

La faisabilité de mise en œuvre est évaluée en fonction desimplications des scénarios



Faisabilité des scénarios Définition

Faisabilité forte

D SYNTHESE DE LA FAISABILITE

Faisabilité faible





FAISABILITÉGLOBALE



1

2

3

4

5

6


• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvre de lasolution technique


• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puis sur ladurée de vie du système

• Gestion des évolutions

• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets, principe despécialité)

• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de non régression

SCÉNARIO 1Déploiementuniquement

NA

NA

SCÉNARIO 2Moindre

impact AMM

+ 0 à 6 mois

SCÉNARIO 3Mutualisationhors compteur

SCÉNARIO 4Mutualisation

maximum

+ 14 à 24 mois

PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 62

Détail des impacts des différents scénarios par rapport auplanning de référence du projet AMM d’eRDF

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20222013 2014 2021202020192018201720162015

Lancement du projet

Spécification

Appel d’offres pilote

Réalisation expérimentation

Remise maquette finale

Sélection fournisseurs

Scénario mutualisation déploiement uniquement

Scénario moindre impact sur AMM d’eRDF + 0 à 6 mois

Scénario mutualisation hors compteurs

Scénario mutualisation maximum + 14 à 24 mois

01/07/2009

Déploiement national31/12/201601/01/2012

Mise en production des compteurs des S.I

Préparation du déploiement

Rex expérimentation

PLA

NN

ING

DE

RÉF

ÉREN

CE

IMPA

CT

SCÉN

AR

IO

7 millions de compteurs / an

D

31/12/2016Fin prévue du déploiement AMM

Zone d’impact temporel desscénarios

BACKUP


Documents

Etude Hermès - Smartgrids-cre.fr · PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 8 Cadrage • Analyse des documents pertinents existants • Structuration des groupes de travail GrDF et eRDF