délibère

Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
1. ------IND- 2016 0138 I-- FR- ------ 20160412 --- --- PROJET
DELIBERATION DU 8 MARS 2016
87/2016/R/EEL
SPECIFICATIONS FONCTIONNELLES HABILITANT LES SYSTEMES INTELLIGENTS DE
MESURE EN BASSE TENSION ET PERFORMANCES DES COMPTEURS INTELLIGENTS DE
DEUXIEME GENERATION (2G) DANS LE DOMAINE ELECTRIQUE, AU SENS DU DECRET
LEGISLATIF NO 102 DU 4 JUILLET 2014
L'AUTORITÉ POUR L'ÉNERGIE ÉLECTRIQUE, LE GAZ
ET LE SYSTÈME D'ALIMENTATION EN EAU
Durant la réunion du 8 mars 2016
VU:
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la directive 2004/22/CE du Parlement européen et du Conseil du 31 mars 2004 sur
les instruments de mesure (ci-après la «directive MID»);
la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 (ciaprès la «directive 2009/72/CE») et notamment son annexe 1 (mesures relatives à la
protection des consommateurs), paragraphe 2;
la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012
(ci-après la «directive 2012/27/UE»);
la directive (UE) 2015/1535 du Parlement européen et du Conseil du 9
septembre 2015 (ci-après la «directive (UE) 2015/1535»);
la loi no 317 du 21 juin 1986, et ses modifications et ajouts (ci-après la
«loi 317/86»);
la loi no 481 du 14 novembre 1995, et ses modifications et ajouts (ci-après la
«loi 481/95»);
le décret législatif no 79 du 16 mars 1999 (ci-après le «décret législatif 79/1999»);
le décret législatif no 427 du 23 novembre 2000;
le décret législatif no 22 du 2 février 2007 (ci-après le «décret législatif 22/2007»);
la loi no 129 du 13 août 2010 (ci-après la «loi 129/10»);
le décret législatif no 93 du 1er juin 2011;
le décret législatif no 102 du 4 juillet 2014 (ci-après le«décret législatif 102/2014»);
le décret du ministre du développement économique no 60 du 24 mars 2015, (ciaprès le «DM 60/2015»);
la délibération 292/2006 de l'Autorité pour l'énergie électrique, le gaz et le système
d'alimentation en eau (ci-après l'«Autorité») du 18 décembre 2006 (ci-après la
«délibération 292/2006»), et notamment son annexe A, intitulée «Directives pour
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
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l'installation de compteurs électroniques d'énergie électrique mis en œuvre pour la
télégestion des points de soutirage en basse tension»;
la délibération 393/2013/R/gaz de l'Autorité du 19 septembre 2013 (ci-après la
«délibération 393/2013/R/gaz»);
la délibération 412/2014/R/efr de l'Autorité du 7 août 2014 (ci-après la
«délibération 412/2014/R/efr»);
la délibération 3/2015/A de l'Autorité du 15 janvier 2015, et notamment son
annexe 1, intitulée «Cadre stratégique 2015-2018» (ci-après le «cadre stratégique
2015-2018»);
la délibération 296/2015/R/com de l'Autorité du 22 juin 2015, et notamment son
annexe A, intitulée «Texte intégré des dispositions de l'Autorité en ce qui concerne
les obligations de séparation (unbundling) fonctionnelle pour les entreprises
travaillant dans les secteurs de l'énergie électrique et du gaz (TIUF)» (ci-après le
«TIUF»);
la délibération 646/2015/R/eel de l'Autorité du 22 décembre 2015 (ci-après la
«délibération 646/2015/R/eel»);
le texte intégré de la réglementation fondée sur les résultats des services de
distribution et de mesure de l'énergie électrique, pour la période réglementaire 20162023 (TIQE), approuvé par la délibération 646/2015/R/eel (ci-après le «TIQE»);
la délibération 654/2015/R/eel de l'Autorité du 23 décembre 2015, et notamment son
annexe A portant «Texte intégré des dispositions de l'Autorité pour la fourniture des
services de transmission et de distribution de l'énergie électrique - dispositions pour
la période de 2016-2019 (TIT)» (ci-après le «TIT»);
la recommandation 2012/148/UE de la Commission européenne du 9 mars 2012
relative à la préparation de l'introduction des systèmes intelligents de mesure (ciaprès la «recommandation 2012/148/UE»);
le rapport COM(2014) 356 de la Commission européenne du 17 juin 2014 intitulé
«Analyse comparative du déploiement de compteurs intelligents dans l'UE-27 visant
plus particulièrement le marché de l'électricité»;
le document 232/2014/R/eel pour la consultation de l'Autorité du 22 mai 2014, (ciaprès le «document pour la consultation 232/2014/R/eel»);
le rapport 457/2014/I/com de l'Autorité portant sur sa contribution à l'enquête de
l'Autorité pour les garanties dans les communications (ci-après l' «AGCOM») sur
les services de communication de machine à machine (ci-après les «services de
communication M2M») conclue avec la délibération AGCOM no 120/15/CONS;
le document «Stratégie italienne pour la bande ultra large» de mars 2015 (ci-après la
«stratégie BUL») publié par la présidence du Conseil des ministres;
le document 186/2015/R/eel pour la consultation de l'Autorité du 23 avril 2015;
le document 416/2015/R/eel pour la consultation de l'Autorité du 7 août 2015 (ciaprès le «document pour la consultation 416/2015/R/eel»);
le document 544/2015/R/eel pour la consultation de l'Autorité du 17 novembre 2015
(ci-après le «document pour la consultation 544/2015/R/eel»);
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
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la fiche d'approfondissement en matière de compteurs intelligents de deuxième
génération, publiée sur le site internet de l'Autorité au mois de novembre 2015 (ciaprès la «fiche d'approfondissement»);
les documents utilisés au cours de la réunion d'approfondissement organisée par
l'Autorité le 11 décembre 2015, à Milan;
la règle technique UNI/TS 11291 en matière de systèmes de mesure du gaz (ci-après
la «règle technique UNI/TS 11291»);
le projet de loi intitulé «Loi annuelle pour le marché et la concurrence»,
actuellement en cours de discussion au Parlement (acte du Sénat 2085).
CONSIDERANT QUE:
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l'Italie a été l'un des premiers pays européens à se doter, dès le début des
années 2000, de compteurs électroniques intelligents permettant de mesurer
l'énergie électrique prélevée sur le réseau en basse tension et, lorsque les clients
possèdent leur propre installation de production, de mesurer l'énergie produite et
mise en réseau, devançant ainsi les indications de l'annexe 1, point 2, de la
directive 2009/72/CE;
la télégestion des compteurs d'électricité en basse tension a apporté certains
avantages aux clients finals, tels que la réduction des périodes de consommation
facturées en acompte, la possibilité d'effectuer des mesures afin de clôturer la
période contractuelle en cas de changement de fournisseur et l'introduction de
nouveaux services comme le «service minimum» garanti pendant une certaine durée
avant la coupure en cas de retard de paiement;
face à de tels avantages, le déploiement de la première génération de compteurs
électriques (ci-après les «compteurs 1G») et des systèmes de comptage 1G a eu pour
effet, en ce qui concerne la prise en compte des coûts dans la tarification, une
augmentation initiale du capital puis une baisse significative des coûts
opérationnels; de même, le tarif global des mesures est, en valeur nominale,
inférieur en 2016, pour les clients en basse tension, à l'année 2004, indiquant donc
une diminution réelle entre ces deux dates;
en application des dispositions de la loi 129/10 en matière de système informatique
intégré pour la gestion des flux d'informations relatifs aux marchés de l'électricité et
du gaz, l'Autorité a progressivement élargi le contenu du système d'information
intégré (ci-après le «SII») pour les marchés susmentionnés, en incluant
explicitement les données des relevés;
la Commission européenne a formulé sa recommandation 2012/148/UE aux États
membres, dans laquelle elle a défini dix exigences fonctionnelles minimales
communes applicables aux compteurs électriques intelligents;
le décret législatif 102/2014, ayant transposé, dans le droit national, la
directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique, comprend des prévisions
spécifiques pour la mesure de l'énergie électrique;
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
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en particulier, en ce qui concerne les systèmes intelligents de mesure de l'électricité
en basse tension de deuxième génération (ci-après les «compteurs intelligents 2G»),
l'article 9, paragraphe 3, du décret législatif 102/2014 prévoit que «sous réserve des
prescriptions du décret législatif no 93 du 1er juin 2011, en vue d'une amélioration
progressive des performances des systèmes de mesure et des compteurs intelligents,
déployés conformément aux directives 2009/72/CE et 2009/73/CE, et afin que ceuxci soient sans cesse davantage conformes aux exigences du client final, l'Autorité
pour l'énergie électrique, le gaz et le système d'alimentation en eau prédispose, avec
une ou plusieurs mesures devant être adoptées dans les vingt-quatre mois à compter
de la date d'entrée en vigueur du présent décret, conformément à la norme
internationale CEI 62056 et à la recommandation 2012/148/UE de la Commission
européenne, les spécifications habilitant les systèmes intelligents de mesure,
auxquelles les fournisseurs en leur qualité d'exploitants de l'activité de mesure
doivent se conformer»;
avec son cadre stratégique 2015-2018, l'Autorité a inclus, parmi ses priorités pour
2016 (objectif stratégique OS.7, priorité 7.b), la définition des exigences
fonctionnelles relatives aux systèmes de mesure électriques intelligents en basse
tension de deuxième génération (ci-après les «systèmes de mesure 2G»);
l'Autorité a lancé, avec sa délibération 412/2014/R/efr, une procédure pour
l'élaboration des dispositions relevant de sa compétence, conformément aux
prescriptions du décret législatif 102/2014, autres que celles qui règlementent le
secteur du chauffage et du refroidissement urbains.
CONSIDERANT QUE:
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dans le cadre de la procédure lancée par la délibération 412/2014/R/efr, l'Autorité a
publié, en août 2015, le document pour la consultation 416/2015/R/eel, dans lequel
elle présente ses lignes directrices énonçant les exigences minimales que les
compteurs 2G et les systèmes intelligents de comptage 2G doivent respecter à
l'échelle nationale, quel que soit leur cadre de distribution;
en particulier, l'Autorité a indiqué dix critères de conception «à l'épreuve du temps»
(future proof), que l'on peut résumer comme suit:
A. réduction des exigences de reprogrammation de système;
B. indépendance aussi complète que possible vis à vis de composants informatiques
supplémentaires;
C. séparation des ressources de communication pour la télégestion et pour l'accès
des clients et des tiers désignés par ceux-ci aux données;
D. interopérabilité avec les dispositifs de tiers pour la mise à disposition des
données aux clients et aux tiers désignés par ceux-ci;
E. interchangeabilité avec les systèmes d'autres fournisseurs d'énergie électrique;
F. immunité dans des environnements électromagnétiques perturbés;
G. approche à canaux multiples pour la communication et la mise à disposition des
données;
H. sécurité informatique avancée;
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
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I. intégration progressive avec les systèmes de distribution intelligents;
J. minimisation des contraintes de rétrocompatibilité pour la troisième génération;
l'Autorité a également indiqué dans son document de consultation 416/2015/R/eel,
38 exigences fonctionnelles, regroupées selon les dix fonctionnalités de haut niveau
suivantes:
1. enregistrement de grandeurs continues (énergie, puissance, tension);
2. enregistrement d'événements (qualité du service, événements contractuels);
3. acquisition périodique des grandeurs enregistrées;
4. télégestion et contrôle du limiteur de puissance;
5. possibilité pour les vendeurs et les personnes désignées de configurer certains
paramètres;
6. affichage sur l'écran local;
7. transmission des données au système de télégestion du distributeur;
8. accès des consommateurs et des personnes désignées aux données;
9. gestion d'alarmes;
10. accessibilité élevée et possibilité de reprogrammer les systèmes de mesure à
distance;
outre l'AGCOM, 18 acteurs ont participé à la consultation; parmi eux les
distributeurs et leurs associations, des groupes verticalement intégrés, des vendeurs
d'énergie électrique, y compris ceux n'appartenant pas à des groupes intégrés ainsi
que leurs associations, des associations de consommateurs, des opérateurs des
télécommunications, des constructeurs et leurs associations. Les contributions
écrites des participants ont été publiées sur le site internet de l'Autorité, sauf celles
soumises à la contrainte de confidentialité requise par l'intervenant;
en ce qui concerne les modes de communication requis pour la télérelève et la
télégestion des instruments de mesure 2G, la consultation a révélé:
a. un consensus général envers l'utilisation de courants porteurs en ligne (CPL)
entre le compteur 2G individuel et le concentrateur 2G sur lequel reposent
différents systèmes de mesure; ce type de communication, déjà utilisé avec la
première génération, est capable d'atteindre la quasi totalité des instruments de
mesure pour les services de télérelève et de télégestion;
b. certains problèmes de lenteur dans la mise à disposition des données validées
aux personnes habilitées avec la technologie des CPL (ces durées seraient
difficilement compressibles en dessous de 30 heures tout en conservant un très
haut niveau de fiabilité);
c. certaines réserves en ce qui concerne l'utilisation potentielle d'une technologie
complémentaire comme sauvegarde (backup) dans les cas limités où, pour cause
de dérangements électromagnétiques présents sur la bande de communication
des CPL réservée par le Comité européen de normalisation électrotechnique (ciaprès le «Cenelec») aux distributeurs (bande A), la communication entre
l'instrument de mesure 2G et son concentrateur ne peut pas être établie de façon
efficace; à cet égard, en effet, la communication par fréquence radio 169 MHz
(ci-après la «RF 169»), technologie utilisée pour le comptage intelligent du gaz,
ne serait pas capable de supporter les messages nécessaires à la télégestion des
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
compteurs électriques dont la nature est plus complexe que celle des dits
compteurs à gaz; il conviendrait, en outre, de définir des règles claires pour
l'utilisation des canaux sans licence disponibles en RF 169, afin de réduire les
éventuelles interférences de communication en présence de services divers (gaz,
eau, chauffage urbain, collecte des déchets urbains, autres services d'utilité
publique) sur la même fréquence radio, entraînant une dégradation des
performances respectives;
d. les opportunités technologiques dérivant des nouvelles technologies sans fil sur
réseau public, caractérisées par de faibles coûts et des performances élevées,
consacrées aux services de communication M2M, comme la télérelève et la
télégestion des appareils de mesure, qui seront disponibles dans les prochaines
années et dont pourraient bénéficier également les compteurs électriques
intelligents; les solutions, disponibles dans les prochaines années également,
liées aux cartes SIM (Substituer Identity Module) configurables à distance (les
cartes dites e-SIM) permettant de changer d'opérateur de services de
télécommunication sans demander le remplacement physique de la carte, afin de
garantir une concurrence plus efficace entre les opérateurs de
télécommunication;
 en ce qui concerne l'accès des clients, des distributeurs d'électricité et d'autres
personnes désignées par le client final (par exemple agrégateurs, sociétés de services
énergétiques ou energy service companies, E.S.Co.) aux données relevées par les
instruments de mesure, la consultation a permis de constater:
a. un consensus général vis à vis de l'exigence de disposer d'un canal de
communication spécifique entre l'instrument de mesure 2G et le client final pour
l'accès aux données instantanées et non encore validées;
b. le partage de la solution s'appuyant sur les CPL avec l'utilisation du canal séparé
en bande C (bande que le Cenelec réserve à la communication des utilisateurs) et
le protocole ouvert, comme l'avait proposé l'Autorité dans son document pour la
consultation 232/2014/R/eel;
c. des critiques provenant de certains distributeurs concernant l'orientation de
l'Autorité visant à appliquer une approche à canaux multiples avec une porte
physique sur le mesureur; selon eux, cette approche présenterait des risques de
vulnérabilité pour le mesureur et une augmentation de sa consommation
énergétique qui pèserait sur les distributeurs;
d. la possibilité, indiquée par certains participants comme une alternative possible à
la proposition visée à l'alinéa précédent, d'utiliser, dans le même but, la «porte
optique» (l'interface dite Zvei) déjà présente sur les mesureurs 1G mais que seuls
les distributeurs peuvent actuellement utiliser pour la maintenance locale du
mesureur;
e. l'importance, quelle que soit la solution technologique adoptée, de définir un
protocole de communication vraiment ouvert et partagé permettant à toutes les
parties concernées de développer des dispositifs et leurs services associés,
capables d'interagir efficacement avec le compteur 2G en vue de proposer au
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
client final des mesures quasi instantanées, même si celles-ci ne sont pas
validées;
 en ce qui concerne les procédés commerciaux innovateurs que les nouveaux
compteurs intelligents 2G pourraient supporter, les principales observations
formulées au cours de la consultation concernent:
a. l'importance du processus de validation des données, activité actuellement prise
en charge par le distributeur en sa qualité d'opérateur exclusif du service de
mesure, étant donné que des services commerciaux «dotés d'une valeur ajoutée»
s'appuyant sur la disponibilité des mesures ne peuvent pas être mis en œuvre
faute de la validation des dites mesures;
b. l'importance d'une mise à disposition rapide des données validées pour le
déroulement efficace de certains processus commerciaux innovateurs,
notamment ceux qui requièrent l'activation de la demande dans de brefs délais,
afin d'éviter des rapprochements a posteriori pouvant miner la confiance des
consommateurs;
c. en matière d'éventuels contrats avec «prépaiement», l'opposition générale des
vendeurs à l'hypothèse de calculer le crédit résiduel sur les nouveaux systèmes
de mesure 2G, car cette hypothèse nécessiterait que les distributeurs obtiennent
des vendeurs les paramètres de prix des différentes offres pour les transférer sur
les systèmes de mesure;
 certaines observations, émises notamment par les vendeurs, concernant les profils de
confidentialité des données commerciales par rapport à leur affichage sur les écrans
des systèmes de mesure, étant donné que de nombreux appareils sont placés dans
des pièces accessibles à des tierces personnes;
 d'autres observations formulées par des distributeurs ou des groupes verticalement
intégrés, sur les avantages dérivant de l'intégration entre les compteurs 2G et les
systèmes intelligents de distribution (smart distribution system) et l'importance de
l'architecture avec concentrateur; cet élément peut en effet représenter un axe
essentiel pour étendre aux réseaux de basse tension des logiques innovantes
actuellement en cours de diffusion sur les réseaux de moyenne tension. À cet égard,
certains participants ont souligné l'opportunité d'évaluer la connexion du mesureur
aux services de télécommunication en fibre optique à bande large/ultralarge, qui se
développeront à la suite de l'initiative lancée par le gouvernement avec la Stratégie
BUL, car elle permettrait, dans un avenir proche, d'habiliter certains services
supplémentaires fonctionnant en temps réel (par exemple services de flexibilité
fondés sur la réponse à la demande) et de validation des données, toujours en
continu.
CONSIDERANT QUE:

l'Autorité a contribué, avec son rapport 457/2014/I/, à l'enquête de l'AGCOM sur les
services de communication M2M; à l'issue de cette enquête, l'Autorité et l'AGCOM
ont stipulé un protocole de collaboration technique couvrant les thèmes d'intérêt
commun concernant les services de communication M2M dans le cadre des
7
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau







applications de comptage intelligent et de systèmes intelligents de distribution, ainsi
que la participation de l'Autorité au Comité permanent sur les services de
communication M2M constitué par l'AGCOM, avec la délibération 459/15/CONS
du 28 juillet 2015, auquel prennent part les principaux acteurs concernés (publics et
privés);
le document final de l'enquête sur les services de communication M2M menée par
l'AGCOM esquisse, entre autres, le développement du mode de communication
défini «cellular IoT», adapté à la connectivité de bout en bout d'objets fixes avec des
réseaux publics des télécommunications mobiles;
l'AGCOM a contribué à la consultation 416/2015/R/eel de l'Autorité et a publié son
travail sur son site internet;
les bureaux de l'Autorité, en collaboration avec les bureaux de l'AGCOM, ont invité
les acteurs concernés à participer à une réunion d'approfondissement, qui s'est tenue
le 11 décembre 2015 à Milan, s'appuyant sur la Fiche d'approfondissement résumant
les principales observations parvenues à l'issue de la publication du document pour
la consultation 416/2015/R/eel;
des entreprises distributrices et leurs associations, des vendeurs et leurs associations,
des opérateurs de télécommunication et des experts universitaires et d'associations
techniques ont participé à cette réunion d'approfondissement; à la suite de celle-ci,
d'autres observations écrites sont parvenues;
certains participants, et notamment les vendeurs, ont soulevé les questions liées à la
rétrocompatibilité avec le système 1G et les difficultés potentielles à gérer
simultanément certains compteurs 1G et 2G tout en conservant leurs niveaux de
service respectifs;
il ressort, en outre, de la discussion et des observations reçues que:
a. les technologies de communication à bande étroite consacrées aux services de
communication M2M sont très prometteuses, tant en termes d'efficience (pour la
réduction des coûts) que d'efficacité (pour leur capacité accrue de diffusion dans
les endroits fermés et souterrains), par rapport aux services des
télécommunications mobiles de la génération actuelle;
b. néanmoins, ces technologies sont encore en phase de normalisation et, en l'état
actuel, on ne peut pas les considérer comme suffisamment mures et capables
d'assurer une couverture appropriée du territoire sans expérimentation sur le
terrain à une échelle adéquate afin de tester les différentes conditions de
fonctionnement en cas d'application au compteur intelligent dans les différents
domaines d'intérêt de l'Autorité, y compris les services liés à l'utilisation de l'eau
et le chauffage/refroidissement urbains;
à cet égard, l'Autorité a défini, avec la délibération 646/2015/R/eel, la
réglementation visant à favoriser une approche axée sur les résultats pour les
services de transmission, de distribution et de mesure pour la période
règlementaire 2016-2023. L'article 135 du TIQE prévoit notamment que l'Autorité
puisse réaliser des essais, dans les zones urbaines densément peuplées, de systèmes
intelligents de distribution (smart distribution system) dotés de fonctionnalités
novatrices sur le réseau en basse tension permettant la gestion avancée des
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Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau

compteurs, avec l'intégration des technologies de communication perfectionnées et
en testant des solutions de télégestion multiservices;
en dernier lieu, des réunions techniques se sont tenues entre le Collège de l'Autorité
et les délégations des sociétés Telecom Italia S.p.a., Olivetti S.p.a. (le 16
février 2016) et Fastweb S.p.a. (le 24 février 2016), à la demande de ces mêmes
sociétés, ayant pour objet le développement des technologies de communication
qu'elles jugent les plus aptes à établir des interfaces entre les compteurs 2G et les
dispositifs domestiques capables de supporter le paradigme IdO (Internet des objets)
et pouvant améliorer l'empreinte énergétique ou energy footprint, du client d'énergie
électrique en basse tension; il ressort de ces réunions et des vérifications ultérieures
que:
a. la technologie radio à bande étroite, bien que prometteuse pour de futures
applications de comptage intelligent, ne constitue pas, à l'état actuel, une
alternative possible, car le processus de normalisation est encore en cours; de
surcroît, sa propagation effective dans les espaces souterrains, où est
installée aujourd'hui plus de la moitié des compteurs doit encore être vérifiée
sur le terrain, car on ne dispose actuellement que de simulations et non pas
de mesures réelles;
b. la technologie des CPL, grâce à son amélioration progressive due également
à l'extension du comptage électrique intelligent, domaine dans lequel l'Italie
a fait figure de pionnière, a acquis une grande fiabilité par rapport à la
décennie précédente, quant à la qualité du signal et l'intégrité de la
transmission de données;
c. outre la technologie «cellular IoT» susmentionnée encore en cours de
développement, d'autres technologies sans fil sur bande autorisée, ainsi que
des solutions filaires ultérieures, pourraient représenter des alternatives
valables;
d. enfin, les problèmes de vulnérabilité des éventuels connecteurs physiques
présents sur le compteur peuvent être résolus en améliorant la conception
technique.
CONSIDERANT QUE:



l'article 9, paragraphe 3, du décret législatif 102/2014 prévoit que l'Autorité tienne
compte de la norme internationale CEI 62056 pour la préparation des spécifications
génériques; à cette fin, l'Autorité a développé des considérations spécifiques à
l'annexe II du document 416/2015/R/eel pour la consultation;
les observations reçues couvrant cet aspect technique présentent un avis différent et
ne permettent pas, pour le moment, de prendre une décision univoque;
le Cenelec n'a pas encore publié de protocole normalisé en ce qui concerne la bande
C réservée aux communications par CPL; l'Autorité a donc invité le Comité
électrotechnique italien (ci-après: CEI) à démarrer, en ce sens, des travaux de
normalisation;
9
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau


la version européenne de la norme internationale CEI 62056 est actuellement en
cours d'approbation (référence FprEN 62056-7-5:2015);
la garantie de l'interéchangeabilité entre les distributeurs de compteurs
intelligents 2G est, en outre, cruciale en vue de la réorganisation de l'activité de
distribution qui devrait avoir lieu avant 2030, en vertu des dispositions visées à
l'article 9, paragraphe 2, du décret législatif 79/1999, et qui suppose une norme
unifiée à l'échelle nationale.
CONSIDERANT QUE:




le TIT régit la durée de vie, utilisée à des fins règlementaires, des compteurs
électriques en basse tension, qui est égale à 15 ans;
les données que les distributeurs ont fournies à l'Autorité indiquent que les premiers
compteurs électriques en basse tension figurent dans la base d'actifs règlementaires
(Regulatory Asset Base, RAB) depuis l'année 2002; ainsi, certains distributeurs
pourraient procéder au remplacement graduel des compteurs à la fin de leur vie utile
règlementaire;
le DM 60/2015 prévoit, pour les compteurs électriques en basse tension installés
après la transposition de la directive MID par le décret législatif 22/2007, une
vérification périodique tous les 15 ans;
dans son document pour la consultation 544/2015/R/eel, l'Autorité:
a. a indiqué son intention d'examiner les choix règlementaires disponibles afin de
stimuler les distributeurs à adopter la meilleure stratégie de remplacement
possible avec pour objectif de garantir un bon équilibre entre la réduction au
maximum du coût global de remplacement et les avantages certains que le
système électrique peut retirer de la disponibilité rapide d'un parc de compteurs
renouvelé, même progressivement, pour les utilisateurs avec un compteur 2G;
b. a communiqué ses lignes directrices consistant à prendre en considération
certaines formes d'essais de reconnaissance des coûts liés aux systèmes de
comptage 2G avec une approche axée sur le résultat, reposant également sur un
contrôle global des dépenses (approche Totex), suivant un plan détaillé présenté
par le distributeur concerné et approuvé ex-ante par l'Autorité, afin de favoriser
la réduction du coût global;
c. a confirmé son objectif consistant à compléter les évaluations coûts/avantages
des compteurs 2G et des systèmes de mesure 2G ainsi que de leurs
fonctionnalités associées dans les délais prévus par l'article 9, paragraphe 3, du
décret législatif 102/2014, tout en tenant compte de l'importante complexité du
projet de réglementation dérivant de la présence d'un grand nombre d'acteurs
ayant des intérêts et des responsabilités variés;
d. dans le cadre de la reconnaissance des coûts de capital, et afin de stabiliser les
niveaux tarifaires, a exprimé son intention d'évaluer l'hypothèse prévoyant la
reconnaissance de versements constants pour la couverture du coût
d'amortissement et de rémunération du capital pour la durée de vie utile de
10
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau


l'actif, calculées selon des logiques financières, au lieu de l'approche
généralement utilisée qui prévoit la reconnaissance de versements décroissants
parmi les intervenants de cette consultation, seul Enel S.p.a. a commenté ces aspects
de façon explicite, en soulignant certains points critiques liés à ces orientations:
a. l'éventuelle application expérimentale de l'approche Totex sur des
investissements importants ne serait, selon Enel, pas cohérente avec la période
minimale indispensable pour la comparaison et le partage des aspects
méthodologiques et opérationnels de la nouvelle logique;
b. la nécessité de s'appuyer, pour les compteurs 2G, comme lors du remplacement
des groupes de mesure électromécaniques, sur des mécanismes d'intégration des
recettes face au remplacement anticipé des compteurs par rapport à la fin de leur
vie utile, en vertu du bond technologique et des grands avantages apportés par le
système;
c. le délai limite, fixé par le décret législatif 102/2014, ne respecterait pas les
nécessités techniques et de gestion des opérateurs, qui ont besoin d'un minimum
de temps pour préparer un projet d'une telle envergure, tant du point de vue
économique qu'industriel, porteur de grandes opportunités pour l'innovation
dans l'ensemble du pays;
d. la proposition prévoyant des versements constants au lieu de ceux décroissants
de l'approche actuellement en vigueur ne serait pas cohérente avec le calendrier
des coûts soutenus par les entreprises.
en réponse à une demande d'informations formulée par les bureaux de l'Autorité,
Enel a quantifié les synergies pouvant dériver de la simultanéité entre le
remplacement des compteurs et la pose éventuelle de la fibre optique dans le cadre
de l'application de la stratégie BUL; ces synergies s'avèrent, néanmoins, assez
modestes, car elles se limitent au partage de moyens logistiques et de gestion de la
structure.
CONSIDERANT, EN OUTRE, QUE:




les essais de télégestion lancés par l'Autorité à la suite de la
délibération 393/2013/R/gaz sont en cours et s'appuient sur le partage d'une
infrastructure de communication fondée sur la technologie de communication RF
169, avec le protocole spécifique de la règle technique UNI/TS 11291;
certaines observations, parvenues à l'issue de la publication du document pour la
consultation 416/2015/R/eel, ont souligné que l'utilisation de ces fréquences sans
licence nécessite des formes de coordination appropriées;
cet aspect a également été discuté, en dernier lieu, à l'occasion de la première
réunion du comité M2M, institué par l'AGCOM avec la délibération 459/15/CONS,
à laquelle participe également l'Autorité;
la technologie de communication RF 169 permet par ailleurs de réaliser rapidement
des communications spontanées, activées par le compteur à la suite d'événements
qu'il a lui-même enregistrés, alors que la technologie des CPL ne permet pas une
11
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
telle rapidité en raison de la configuration maître/esclave entre le concentrateur et le
compteur, adaptée en revanche à la télégestion et à la télérelève massive.
CONSIDERANT, ENFIN, QUE:


la directive (UE) 2015/1535 (qui a codifié, sans apporter d'innovations, la législation
européenne préexistante, et transposée en Italie par la loi 317/86) prévoit, à son
article 5, que les États membres communiquent préalablement à la Commission
européenne, entre autres, toute spécification technique ou règle technique, au sens
de l'article premier, paragraphe 1, points c), f) et g) de cette même directive, afin de
permettre, à la Commission et aux autres États membres, d'examiner ces règles et de
certifier leur compatibilité avec le droit de l'Union européenne et les principes de
libre circulation des biens et des services;
l'article 6 de la même directive (UE) 2015/1535 dispose, en outre, que l'obligation
de notification, visée au point précédent, comporte le report de l'adoption d'un projet
de règle technique de trois mois à compter de la date de la réception par la
Commission de la communication (dite de statu quo).
ESTIMANT QUE:



à la lumière des consultations et des approfondissements techniques réalisés, il
convient de définir les exigences fonctionnelles ou les spécifications génériques
applicables à la version des compteurs électriques en basse tension 2G
immédiatement disponible (ci-après: version 2.0), conformément à l'article 9,
paragraphe 3, du décret législatif 102/2014;
ces exigences fonctionnelles doivent satisfaire pleinement à la recommandation
2012/148/UE;
dans le cadre des responsabilités que la loi 481/1995 confère, notamment à son
article 2, paragraphe 12, point h), à l'Autorité en lui confiant, entre autres,
l'établissement de normes de qualité générales et particulières, il s'avère utile de
définir les niveaux de performance escomptés pour les systèmes de comptage 2G,
conformément au développement prévu du SII; en effet, il ressort clairement de la
consultation que la détermination des exigences fonctionnelles des seuls compteurs
2G ne garantit pas le déploiement des avantages qui dépendent en large mesure du
compteurs intelligent 2G associé dans son ensemble; en particulier les bénéfices
dérivant des compteurs intelligents 2G relatifs à l'ensemble de la «chaîne de
mesure» (de l'instrument de mesure 2G au système d'information intégré)
concernent d'emblée:
a. l'élimination des dites régularisations, c'est-à-dire des brèves périodes durant le
mois de consommation facturées en acompte selon des estimations, étant donné
que les compteurs intelligents 1G permettent l'acquisition de relevés se référant
uniquement au dernier jour du mois alors que le cycle de facturation des
vendeurs peut se référer à n'importe quelle période mensuelle;
12
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau



b. la réduction des rectifications de facturation en vertu de l'élimination des
factures de régularisation;
c. le dépassement des limites dérivant du profil de charge, dès lors que, disposant
de lectures tous les quarts d'heure, tous les points de soutirage et d'injection
pourraient être soumis au traitement horaire en vue du règlement;
d. la redéfinition d'une procédure de commutation permettant de définir
efficacement les nouvelles entrées durant le mois et pas seulement au début du
mois suivant, en attribuant précisément les parts physiques et économiques,
particulièrement importantes en vue de la cessation du service de protection
renforcée et de lancement du service universel susceptible d'être plus cher; il est
entendu que le législateur intervient actuellement sur ce thème dans le cadre des
dispositions prévues par le projet de loi désigné comme acte du Sénat no 2085,
intitulé «loi annuelle pour le marché et la concurrence»;
e. l'introduction de nouvelles formes de prépaiement pour la fourniture électrique,
esquissées par l'Autorité et définies par le marché, pour lesquelles des décisions
règlementaires devront être prises en amont;
f. la diminution des risques financiers des vendeurs vis à vis des distributeurs et du
gestionnaire du réseau d'électricité Terna, grâce à la disponibilité accrue des
données de consommation;
g. l'annulation des charges financières dues à la «régularisation du profil de
charge» en vertu des profils horaires de consommation pour tous les clients
finals;
h. la participation, à l'avenir, des clients finals actifs et passifs connectés en basse
tension, au marché des services auxiliaires au moyen de produits capables de
répondre à la demande, grâce à la validation des mesures de soutirage durant la
période pertinente pour ce marché, tant en ce qui concerne les soutirages que les
injections (quart d'heure);
les niveaux de performance visés au point précédent doivent être garantis pour la
télérelève massive en cas d'architecture avec concentrateurs, dès la finalisation de
chaque micro-zone liée à un concentrateur 2G ou à un agrégat de celles-ci ayant une
importance territoriale significative (par exemple la commune ou, pour les
communes plus grandes le code postal), afin d'éviter que les avantages attendus ne
se manifestent qu'au terme du remplacement du parc de compteurs au niveau
national;
en plus des niveaux de performance prévus pour la télégestion et la télérelève
massive, ceux liés au signalement spontané du système de mesure 2G à la suite d'un
événement qu'il a lui-même enregistré; en effet, cette prestation peut permettre le
développement de services commerciaux innovateurs;
le déploiement des systèmes de mesure 2G ne doit en tous cas pas porter atteinte à la
régularité et à l'efficacité des processus d'acquisition des données de mesure des
systèmes 1G tant que ceux-ci restent en service.
13
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
ESTIMANT QUE:




à la lumière des informations collectées au cours des différentes phases de
développement du procédé, y compris à l'occasion des approfondissement et des
réunions avec les spécialistes mentionnés plus haut, il s'avère opportun de prévoir
les modalités pour l'évolution fonctionnelle progressive des systèmes de mesure 2G;
notamment en ce qui concerne le développement de technologies de communication
adéquates, capables de renforcer la résilience face aux interférences présentes dans
l'interface entre les compteurs 2G et les dispositifs situés dans les foyers afin
d'améliorer l'empreinte énergétique ou energy footprint, du client d'énergie
électrique en basse tension; mais également afin de garantir des communications
ponctuelles pour des services commerciaux novateurs ainsi que de doter les
compteurs de la possibilité émergente d'interrompre la fourniture d'électricité, en
toute sécurité, en cas de dépassement de la puissance disponible, sans devoir ouvrir
l'interrupteur magnéto-thermique et le réenclencher;
il convient de déterminer, dors et déjà, d'un point de vue technologiquement neutre,
la possibilité d'une version ultérieure du compteur 2G (ci-après la «version 2.1»),
dotée d'un canal de communication supplémentaire, utilisable aussi bien pour la
transmission des mesures aux dispositifs du client, afin de palier notamment aux
incertitudes quant à la résilience réelle du canal de communication des CPL
(bande C du Cenelec) en cas d'interférences lorsque cette technologie est utilisée,
que pour la communication entre le compteur et le système central du distributeur;
les niveaux de performance escomptés doivent également pouvoir être revus si le
canal de communication supplémentaire de la version 2.1 mentionnée ci-dessus est
effectivement mis en œuvre;
il est en outre opportun, par mesure de sécurité envers les distributeurs, de prévoir
un suivi du développement des technologies de communication susmentionnées, en
ce qui concerne la disponibilité, la fiabilité, les coûts et la compétitivité, afin
d'évaluer une éventuelle mise à jour des spécifications fonctionnelles habilitant la
version 2.1.
ESTIMANT QUE:


si les distributeurs d'électricité utilisent la technologie de communication RF 169,
dans le cadre de l'approche à canaux multiples visée à l'annexe A, R-5.01, ils
doivent se limiter à l'acquisition des mesures d'énergie électrique;
l'évaluation de la possibilité pour les distributeurs d'énergie électrique d'utiliser la
technologie de communication RF 169 susmentionnée pour fournir des services
d'acquisition des mesures du gaz ou autres services d'utilité publique, doit être
reportée afin de vérifier les aspects techniques et la compétitivité.
14
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
ESTIMANT QUE:




vu la complexité des avantages liés aux systèmes indiqués ci-dessus, seule une
première évaluation des bénéfices dérivant du déploiement des compteurs
intelligents 2G est possible, avant l'échéance prévue par l'article 9, paragraphe 3, du
décret législatif 102/2014, en plus de l'analyse qualitative en vertu de la disposition
précédente;
l'analyse des avantages doit prendre également en compte ceux dérivant de l'
«ouverture» du compteur par rapport aux dispositifs externes réalisés par des tiers
(condition d'interopérabilité), notamment en ce qui concerne:
a. les économies d'énergie découlant d'une conscience accrue du consommateur,
favorisée par l'affichage de sa consommation avec celle d'autres clients types;
b. les économies réalisées grâce au passage de consommation à des horaires ayant
des prix inférieurs (load shifting), notamment lorsque les limites dérivant du
profil de charge sont dépassées (grâce à des offres commerciales innovantes
fondées sur les prix par heure);
l'analyse des avantages nécessite également d'approfondir les estimations relatives à
la demande potentielle de services novateurs (aussi bien commerciaux, avec
l'utilisation des données validées, qu'informatifs avec celles non validées), dès lors
qu'en l'état actuel, celles-ci sont encore très incertaines et ne permettent pas d'utiliser
de façon prudente les estimations des avantages;
conformément à l'article 135 du TIQE, des essais peuvent être réalisés dans les
zones urbaines densément peuplées afin d'analyser ultérieurement les dits avantages
et de suivre le développement des technologies de communication mentionnées plus
haut; ces essais peuvent inclure également les solutions avancées de communication,
et s'appuyer sur la collaboration démarrée avec l'AGCOM en matière de services de
communication M2M.
ESTIMANT, EN OUTRE, QUE:


il convient de confier au CEI la définition d'un protocole normalisé pour la
communication entre le compteur 2G et les dispositifs du client final en condition
d'interopérabilité, en tenant compte de la norme européenne EN 62056-7-5 en cours
d'approbation, ainsi que la vérification des conditions d'interchangeabilité des
compteurs intelligents 2G en cas de passation de la concession entre gérants de
réseau;
il est opportun de reporter à des étapes de consultation ultérieures, afin de définir
avant la fin de l'année:
a. les modalités de reconnaissance des coûts des compteurs intelligents 2G, à
l'exception de ceux liés à l'éventuelle mise hors service anticipée des systèmes
de mesure 1G, si celle-ci est réalisée volontairement par le distributeur;
b. les mesures d'incitation reposant sur des logiques de primes/pénalités, selon le
degré de réalisation des niveaux de performance escomptés par les compteurs
intelligents 2G;
15
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau

c. les règles visant à communiquer aux vendeurs le lancement de la possibilité de
configurer les systèmes de mesure 2G en cas d'installation massive;
d. la réglementation des synergies éventuelles dérivant de la simultanéité entre le
remplacement des systèmes de mesure et la pose de la fibre optique dans le
cadre de l'application de la stratégie BUL;
les systèmes de mesure 2G doivent être conformes, au moment de leur installation,
aux obligations de séparation de la marque et des politiques de communication
visées par l'article 17 du TIUF, notamment en ce qui concerne la marque ou le logo
de l'entreprise distributrice, si il/elle est présent(e) sur le compteur.
ESTIMANT, ENFIN, QUE:


il convient de procéder, au sens de la directive (UE) 2015/1535, à la notification de
la présente disposition à la Commission européenne, selon les modalités prévues à
l'article 2, paragraphe 5, de la loi 317/86, étant donné que les prescriptions qui en
font l'objet peuvent être considérées comme des spécifications techniques
définissant les caractéristiques requises d'un produit;
il est donc nécessaire d'adopter la présente disposition ayant entrée en vigueur
immédiate, tout en prévoyant son application effective uniquement au terme de toute
la période de statu-quo prévue à l'article 6, paragraphe 1, de la
directive (UE) 2015/1535; à l'issue de la dite période le contenu de la présente
mesure sera confirmé ou bien transposé par d'éventuelles observations émises par la
Commission européenne ou d'autres États membres; à cette fin, la présente
disposition doit être envoyée, pour notification à la Commission européenne, au
bureau compétent du ministère du développement économique, accompagné de la
documentation indiquée à l'article 5, paragraphe 2 bis, de la loi 317/1986.
DÉLIBÈRE
1.
2.
3.
l'approbation de l'annexe A, qui fait partie intégrante et substantielle de la
présente disposition, contenant les exigences fonctionnelles ou les spécifications
génériques, de la version immédiatement disponible ou version 2.0 du système
de mesure d'énergie électrique en basse tension de deuxième génération
(compteur 2G), au sens de l'article 9, paragraphe 3, du décret législatif 102/14;
l'approbation de l'annexe B, qui fait partie intégrante et substantielle de la
présente disposition, contenant les niveaux de performance escomptés des
compteurs intelligents de deuxième génération (systèmes de mesure 2G), au sens
de l'article 2, paragraphe 12, point h), de la loi 481/95;
la prévision que le déploiement des systèmes de mesure 2G ne peut, en tous cas,
pas porter préjudice à la régularité et à l'efficacité des processus d'acquisition des
données de mesure des compteurs 1G tant que ceux-ci seront en service;
16
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
la conformité requise pour les systèmes de mesure 2G, au moment de leur
installation, aux normes visées à l'article 17 du TIUF en ce qui concerne la
marque ou le logo de l'entreprise distributrice, s'il/elle est présent(e) sur le
compteur;
l'attribution au CEI - Comitato Elettrotecnico Italiano (Comité électrotechnique
italien) du mandat lui permettant de définir, tout en tenant compte de la
norme EN 62056-7-5 en cours d'approbation, un protocole normalisé qui garantit
les conditions de pleine interopérabilité des systèmes de mesure d'énergie
électrique en basse tension de deuxième génération avec les dispositifs de
l'utilisateur, ainsi que de vérifier les propositions communes des entreprises
distributrices et de leurs associations aux fins de l'interchangeabilité des
compteurs intelligents 2G en cas de passation de la concession entre gérants du
réseau;
la prévision, après consultation, de la définition avant 2016, de mécanismes
d'incitation pour la reconnaissance des coûts liés au remplacement des systèmes
de mesure et des appareils de première génération par les nouveaux systèmes
conformes aux annexes A et B, avec pour objectif essentiel de garantir un
déploiement rapide, efficace et graduel des avantages associés aux compteurs
intelligents 2G, ainsi que des règles pour la communication aux vendeurs du
lancement de la possibilité de configurer les compteurs 2G en cas d'installation
massive;
la disposition selon laquelle la présente disposition, qui entre en vigueur le jour
de sa publication, ne prendra effet qu'au terme de toute la période de statu-quo
prévue à l'article 6, paragraphe 1, de la directive (UE) 2015/1535, après sa
notification
à
la
Commission
européenne,
au
sens
de
la
directive (UE) 2015/1535;
l'évaluation par le présent collège, en collaboration avec l'Autorité pour les
garanties dans les communications, de la disponibilité réelle de solutions
technologiques normalisées, permettant de définir des fonctionnalités
supplémentaires en fonction des prescriptions de l'annexe C, pour les systèmes
de mesure devant être installés après la définition des spécifications
fonctionnelles habilitant la version 2.1;
l'attribution du mandat à la direction des marchés ainsi qu'à la direction des
infrastructures, de la séparation fonctionnelle et de la certification dépendant de
l'Autorité afin d'entreprendre toutes les actions nécessaires, y compris la
communication, au bureau compétent du ministère du développement
économique, de la présente disposition et de la documentation requise aux fins
de la notification urgente visée au point 7 précédent et des actes qui en résultent;
la transmission de la présente disposition au Comité électrotechnique italien et à
l'Autorité pour les garanties dans les communications;
la publication de la présente disposition sur le site internet de l'Autorité
www.autorita.energia.it.
17
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
8 mars 2016
le président
Guido Bortoni
18
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
FONCTIONNALITÉS DEVANT ÊTRE GARANTIES PAR LES COMPTEURS
INTELLIGENTS DE DEUXIÈME GÉNÉRATION (ÉNERGIE ÉLECTRIQUE, BT)
Sommaire
Version 2.0
0. Gestion du temps
[R-0.01] Horloge et calendrier
[R-0.02] Plages horaires
[R-0.03] Blocage
1. Mesures continues et registres d'énergie et de puissance
[R-1.01] Mesures d'énergie
[R-1.02] Mesures de puissance
[R-1.03] Registres d'énergie (pour affichage à l'écran et transfert vers des dispositifs)
[R-1.04] Registres de puissance (pour affichage à l'écran et transfert vers des dispositifs)
2. Détection et enregistrement des indicateurs de qualité de la tension
[R-2.01] Tension efficace
[R-2.02] Interruptions
3. Gestion d'informations contractuelles et enregistrement d'événements
[R-3.01] Mémorisation d'informations contractuelles
[R-3.02] Mémorisation d'informations relatives à l'authentification des dispositifs
[R-3.03] Intervention du limiteur de puissance
[R-3.04] Fonctionnement du limiteur de puissance
4. Affichage à l'écran
[R-4.01] Affichage des informations et des registres à l'écran (standard)
[R-4.02] Affichage des informations personnalisées (paramétrables et pouvant être
rendues confidentielles)
[R-4.03] Affichage des courbes horaires d'énergie
5. Acquisition à distance des mesures et des registres («chaîne 1»)
[R-5.01] Canaux pour la «chaîne 1» (télérelève/télégestion)
[R-5.02] Mesures de sécurité pour les canaux de la «chaîne 1»
[R-5.03] Télérelève et acquisition de l'état du compteur
[R-5.04] Télégestion
6. Transmission des mesures et des registres vers des dispositifs («chaîne 2»)
[R-6.01] Canaux pour la «chaîne 2» (transmission instantanée des données à des
dispositifs externes)
[R-6.02] Mesures de sécurité pour les canaux de la «chaîne 2»
[R-6.03] Interface avec le dispositif utilisateur
[R-6.04] Rétrocompatibilité avec des dispositifs externes de la première génération
1
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
VERSION 2.0
0. GESTION DU TEMPS
[R-0.01] Horloge et calendrier
 Résolution à la seconde avec précision mensuelle conforme à la norme CEI
62054-21.
 Calendrier avec gestion des jours de la semaine, ouvrables, fériés, fériés en
milieu de semaine, y compris le saint patron, 5 autres jours fériés factices.
[R-0.02] Plages horaires
 6 plages de prix multihoraires F1÷F6 paramétrables par le vendeur de façon
à pouvoir attribuer n'importe laquelle des 6 plages à un maximum de dix
intervalles temporels pour chaque jour de la semaine.
Remarque 1: les plages horaires doivent être programmées selon les caractéristiques des jours
se référant à l'exigence R-0.01 et aux 24 heures du jour
[R-0.03] Blocage
 Maintien pendant six périodes de blocage des registres suivants:
o registres d'énergie active soutirée et injectée, réactive inductive
soutirée et injectée;
o registres de puissance active moyenne quart-horaire, soutirée et
injectée;
o code client, règles commerciales du vendeur, date de début du contrat
avec le vendeur.
 La période de blocage, sauf événements contractuels, a une durée mensuelle
et peut débuter à n'importe quel jour du mois à 00:00.
 Le jour de début de la période de blocage est paramétrable par le vendeur
séparément pour chaque compteur.
 La période courante de blocage est la période non encore terminée à l'instant
présent.
 En plus de son échéance naturelle, la période courante de blocage se conclut
également lorsque l'un des événements contractuels a lieu.
 La nouvelle période courante de blocage démarre à minuit, le jour suivant la
clôture de la période précédente (si le point de soutirage reste actif).
Remarque 2: on se réfère pour les événements contractuels à l'exigence R-5.04, pour les
registres d'énergie à l'exigence R-1.03 et pour les registres de puissance à l'exigence R-1.04.
2
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
1. MESURES CONTINUES ET REGISTRES D'ÉNERGIE ET DE PUISSANCE
[R-1.01] Mesures d'énergie
 Courbe de l'énergie active soutirée tous les quarts d'heure.
 Courbe de l'énergie active injectée tous les quarts d'heure.
 Courbe de l'énergie réactive inductive mesurée tous les quarts d'heure sur le
soutirage.
 Courbe de l'énergie réactive capacitive mesurée tous les quarts d'heure sur le
soutirage.
 Courbe de l'énergie réactive inductive mesurée tous les quarts d'heure sur
l'injection.
 Courbe de l'énergie réactive capacitive mesurée tous les quarts d'heure sur
l'injection.
Remarque 3: la précision ne doit pas dépasser 1 Wh pour l'énergie active et 1 Varh pour
l'énergie réactive.
Remarque 4: l'ampleur de la mémorisation locale doit être d'au moins 38 jours pour toutes les
courbes quart-horaires.
Remarque 5: les quarts d'heure finissent à xx.15.00, xx.30.00, xx.00.45.00 et xx 00.00 de chaque
heure.
Remarque 6: selon l'exigence R-4.03 la courbe peut être paramétrée par heures au lieu des
quarts d'heure.
[R-1.02] Mesures de puissance
 Mesure continue de la puissance active instantanée soutirée avec
échantillonnage à 1 seconde.
 Détection de la puissance active prélevée avec la moyenne quart-horaire.
 Détection de la puissance active injectée avec la moyenne quart-horaire.
[R-1.03] Registres d'énergie (pour affichage à l'écran et transfert vers des dispositifs)
 Énergie active soutirée (tous les points de soutirage):
o registres totalisateurs du soutirage quotidien global du jour précédent
(en additionnant toutes les plages), et par plage;
o registres totalisateurs mensuels du prélèvement par période de
blocage et par plage.
 Énergie active injectée (prosommateurs uniquement):
o registres totalisateurs de l'injection quotidienne globale du jour
précédent (en additionnant toutes les plages), et par plage;
3
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
o registres totalisateurs mensuels de l'injection par période de blocage
et par plage.
 Énergie réactive inductive soutirée (par points de soutirage avec tarification
de l'énergie réactive):
o registres totalisateurs du soutirage inductif quotidien global du jour
précédent (en additionnant toutes les plages), et par plage;
o registres totalisateurs mensuels du soutirage inductif par période de
blocage et par plage.
 Énergie réactive inductive injectée (prosommateur uniquement):
o registres totalisateurs de l'injection inductive quotidienne globale du
jour précédent (en additionnant toutes les plages), et par plage;
o registres totalisateurs mensuels de l'injection inductive par période
de blocage et par plage.
Remarque 7: on se réfère pour les plages horaires à l'exigence R-0.02 et pour les périodes de
blocage à l'exigence R-0.03.
[R-1.04] Registres de puissance (pour affichage à l'écran et transfert vers des dispositifs)
 Puissance instantanée soutirée en 1 seconde: registre totalisateur de la valeur
maximale du jour.
 Puissance active moyenne quart-horaire, soutirée et injectée: registres
totalisateurs de la valeur maximale durant la période de blocage.
Remarque 8: on se réfère pour les périodes de blocage à l'exigence R-0.03.
4
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
2. DÉTECTION ET ENREGISTREMENT DES INDICATEURS DE QUALITÉ DE LA
TENSION
[R-2.01] Mesures de tension
 Mesures des variations lentes de tension en conformité avec les normes CEI
EN 50160 et CEI EN 61000-4-30.
 Registres de tension (exprimés en Volt):
o valeur minimale dans la semaine des valeurs moyennes de tension
efficace dans les 10 minutes;
o valeur maximale dans la semaine des valeurs moyennes de tension
efficace dans les 10 minutes.
 Registres du nombre d'intervalles de 10 minutes (échantillons) par plage de
niveau efficace de tension, dans la semaine:
o nombre d'échantillons avec valeur de tension efficace dans la bande
entre - 10 % et + 10 %;
o nombre d'échantillons avec valeur de tension efficace entre - 10 % et
- 15 %;
o nombre d'échantillons avec valeur de tension efficace entre + 10 % et
+ 15 %;
o nombre d'échantillons avec valeur de tension efficace au-dessus de
+ 15 %;
o nombre d'échantillons avec valeur de tension efficace en dessous de 15 %.
Remarque 9: l'ampleur des registres de tension et du nombre d'échantillons doit être d'au moins
quatre semaines.
[R-2.02] Interruptions
 Identification des interruptions (tension efficace résiduelle inférieure à 5 %)
en conformité avec la norme CEI EN 50160.
 Registres pour les interruptions de durée supérieure à 1 seconde:
o début (jour/heure/minute/seconde);
o durée en secondes.
Remarque 10: ampleur d'au moins 20 interruptions; après la 20e interruption sans acquisition
de données, le remplacement commence; dans ce cas au moins un élément (flag) doit indiquer
que des données ont été perdues.
5
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
3. DÉTECTION ET GESTION D'INFORMATIONS ET D'ÉVÉNEMENTS
[R-3.01] Mémorisation d'informations contractuelles








Code Client attribué par le vendeur actuel.
Puissance engagée par contrat.
Jour du mois où débute la période de blocage.
Groupe PESSE.
Code POD.
Nom du vendeur.
Numéro de téléphone de contact du vendeur.
Date de début du contrat avec le vendeur.
Remarque 11: voir les exigences R-4.01 pour l'affichage sur écran et R-4.02 pour les profils de
confidentialité.
[R-3.02] Mémorisation d'informations relatives à l'authentification des dispositifs
 Gestion de champs spécifiques pour les informations relatives à
l'authentification des dispositifs de l'utilisateur et de la cryptographie sur la
chaîne 2 (voir section 6).
 Les informations sont actualisées sur le compteur par l'entreprise
distributrice sur demande du client final ou bien du vendeur ou d'une partie
commerciale désignée de façon univoque éventuellement délégués par le
client.
Remarque 12: le nombre et les caractéristiques des champs spécifiques pour les informations
relatives à l'authentification des dispositifs de l'utilisateur et de la cryptographie sur la chaîne 2
sont définis par le CEI.
[R-3.03] Intervention du limiteur de puissance
 Enregistrement des interventions du limiteur de puissance, chacune avec:
o moment auquel l'événement se réfère (date, heure, minute de début);
o réduction (en pourcentage par rapport à la puissance engagée par
contrat);
o motif de l'intervention du limiteur de puissance (au moins 5 raisons).
Remarque 13: ampleur de dix interventions du limiteur; après la 10e intervention sans
acquisition de données, le remplacement commence; dans ce cas, au moins un élément (flag)
doit indiquer la perte de données.
6
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
[R-3.04] Fonctionnement du limiteur de puissance
 La fonction de déclenchement du limiteur de puissance est programmable
avec une logique à seuil comme celle paramétrée à l'issue de l'accord
volontaire avec les associations des consommateurs (2003).
7
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
4. AFFICHAGE À L'ÉCRAN
[R-4.01] Affichage des informations et des registres à l'écran
 Structure à 1 niveau (1 bouton) ou à arbre (1 bouton avec durée de la
pression).
 Date et heure actuelle.
 Plage d'appartenance de l'heure actuelle.
 Informations contractuelles minimales:
o code client;
o puissance engagée par contrat;
o groupe PESSE (avec gestion des groupes de clients ne pouvant subir
de coupure d'alimentation).
 Valeurs pour la période actuelle et pour les six blocages précédents des
grandeurs suivantes:
o registres totalisateurs d'énergie active soutirée (par plage);
o registres totalisateurs d'énergie active injectée (par plage) pour les
clients prosommateurs;
o registres totalisateurs d'énergie réactive soutirée inductive (par
plage);
o registres totalisateurs d'énergie réactive injectée inductive (par plage)
pour les clients prosommateurs.
 Valeur maximale du jour actuel de la puissance active soutirée tous les
quarts d'heure.
 Valeur maximale du jour actuel de la puissance active injectée tous les quarts
d'heure.
 État actuel de la limite de puissance (exprimé en kW, valeur engagée par
contrat ou valeur réduite, par exemple pour la gestion des retards de
paiement, le délestage des charges ou pour d'autres raisons).
 Messages au client.
Remarque 14: les registres d'énergie active sont affichés en kWh (sans nombres décimaux) et
arrondis par troncature; les registres d'énergie réactive sont montrés en kVARh (sans nombres
décimaux) en arrondissant par troncature; les registres de puissance sont en kW (avec trois
nombres décimaux).
Remarque 15: avant l'affichage de chaque période de blocage des registres d'énergie, il est
nécessaire de montrer le blocage correspondant du code client et – s'ils ne sont pas soumis à
des règles de confidentialité, voir R-4.02 – le nom commercial et le numéro de téléphone de
contact du vendeur.
Remarque 16: en plus des courbes de charge, le système de mesure doit pouvoir afficher
également les registres par plage. Le client doit confirmer cet affichage avec le bouton.
8
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
[R-4.02] Affichage des informations personnalisées (configurables et pouvant être rendues
confidentielles)
 Le vendeur a la possibilité de configurer l'affichage ou non des informations
suivantes à l'écran, et si oui lesquelles, ou bien leur omission par devoir de
confidentialité:
o code POD;
o nom commercial du vendeur;
o numéro de téléphone de contact du vendeur actuel;
o date de début du contrat avec le vendeur;
o motif de l'intervention du limiteur (en cas de différence avec la
puissance engagée par contrat).
Remarque 17: ces informations ne seront pas affichées à l'écran, sauf demande explicite de la
part du vendeur.
[R-4.03] Affichage des courbes horaires
 Possibilité de paramétrer les courbes d'énergie active et réactive avec des
intervalles de 60 ou de 30 minutes, au lieu de 15 minutes, dans le but
d'afficher la valeur de chacune de ces courbes à l'écran, le cas échéant.
9
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
5. ACQUISITION À DISTANCE DES MESURES ET DES REGISTRES
[R-5.01] Canaux pour la «chaîne 1» (télémesure/télégestion)
 Disponibilité de deux canaux indépendants pour la «chaîne 1» avec la
technologie choisie par le distributeur, dans le respect des contraintes
suivantes, pour des raisons d'interchangeabilité en cas de passation de la
concession entre distributeurs:
o en cas d'utilisation des CPL le long de la chaîne de communication
«chaîne 1»: emploi de la bande A avec protocole standard, unifié au
niveau national;
o si on utilise la bande sans licence avec fréquence radio 169 MHz:
protocole au niveau physique respectant les prescriptions visant
l'utilisation de cette fréquence pour le comptage intelligent du gaz;
o pour d'autres technologies: utilisation de réseaux TLC publics ou de
protocoles normalisés disponibles sur le marché, garantissant à tout
autre distributeur de pouvoir prendre la relève dans les mêmes
conditions.
[R-5.02] Mesures de sécurité pour les canaux de la «chaîne 1»
 Pour les deux canaux, utilisation de mesures de sécurité informatique
garantissant, le long de l'ensemble de la chaine de communication «chaîne
1», au moins:
o la confidentialité des données échangées, avec le recours à des
mesures de sécurité appropriées;
o l'intégrité et l'authenticité des données échangées, avec l'utilisation de
protocoles cryptographiques normalisés adéquats.
Remarque 18: lorsque la technologie sélectionnée implique l'utilisation de concentrateurs ou en
tous cas de segments de communication de la chaîne 1 sur le réseau privé du distributeur, on
sélectionne les protocoles unifiés, s'ils n'ont pas déjà été définis, parmi les protocoles
normalisés par le Cenelec, à la suite de la proposition d'entente formulée entre les distributeurs
et leurs associations.
[R-5.03] Télémesure et acquisition de l'état du compteur
 Acquisition du mot d'état et d'alarmes éventuelles pour cause
d'irrégularités/anomalies.
 Accès quotidien des personnes habilitées à toutes les courbes de quinze minutes
et aux registres de puissance maximale quart-horaire divisée par plages, du jour
10
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
précédent (ou de tous les jours précédents non encore acquis, jusqu'à 38 jours en
arrière).
 Accès quotidien des personnes habilitées à la puissance maximale instantanée du
jour précédent (ou de tous les jours précédents non encore acquis, jusqu'à 38
jours en arrière).
 Accès quotidien des personnes habilitées aux événements de coupure de courant,
s'ils ont été relevés la veille ou en tous cas non encore acquis, avec les
paramètres correspondants associés à l'événement.
 Possibilité d'acquisition hebdomadaire des registres de tension (ou de toutes les
semaines précédentes non encore acquises, jusqu'à 4 semaines en arrière).
Remarque 19: avec le terme «accès quotidien», on se réfère au processus de mise à disposition
des mesures pour les personnes habilitées (par exemple vendeurs, agrégateurs, etc.) via le
système d'information intégré. Avec le terme «acquisition», on se réfère à des données et à des
informations relevant de la compétence du même distributeur.
[R-5.04] Télégestion
 Synchronisation horloge/calendrier.
 Lecture sur demande.
o lecture des registres totaliseurs d'énergie et de puissance;
o lecture des interruptions, variations de tension et autres indicateurs de
qualité;
o lecture des interventions du limiteur de puissance.
 Événements contractuels et configuration de leurs paramètres:
o modification des paramètres contractuels configurables par le
vendeur (par exemple programmation des fourchettes de prix, jour du
début du blocage, confidentialité à l'écran, etc.);
o modification des parties contractuelles (par exemple transfert,
commutation).
 Activation / désactivation du compteur et des commandes de délestage des
charges (également programmables).
 Réduction/reprise de la puissance contractuelle (pour retard de paiement).
 Envoi de messages à l'écran.
 Configuration des paramètres temps-puissance pour les seuils d'intervention
du limiteur.
 Configuration, paramétrisation et actualisation du micrologiciel non
métrologique à distance.
 Configuration des paramètres pour la reconnaissance et l'authentification des
dispositifs de l'utilisateur.
11
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
Remarque 20: on entend par événements contractuels les modifications appliquées au contrat
de fourniture relatif au point de soutirage, y compris les parties impliquées dans le contrat. Les
événements contractuels peuvent également ne pas requérir de coupure d'alimentation.
Remarque 21: en ce qui concerne les paramètres pour la reconnaissance et l'authentification
des dispositifs de l'utilisateur, on se réfère à l'exigence R.3-02
12
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
6. TRANSMISSION VERS DES DISPOSITFS DES MESURES ET DES REGISTRES
[R-6.01] Canaux pour la «chaîne 2» (transmission des données à des dispositifs de
l'utilisateur)
 Au moins un canal pour la transmission de données du compteur à un
dispositif de l'utilisateur:
o en cas d'utilisation des CPL: utilisation de la bande C du Cenelec
entre le compteur et le dispositif de l'utilisateur.
 Protocole de communication normalisé, unifié au niveau national, entre
compteur et dispositif.
[R-6.02] Mesures de sécurité pour les canaux de la «chaîne 2»
 Emploi de techniques de sécurité informatique qui garantissent le long de la
«chaîne 2» au moins:
o la confidentialité des données échangées, avec le recours à des
mesures de sécurité appropriées;
o l'intégrité et l'authenticité des données échangées, avec l'utilisation de
protocoles cryptographiques normalisés appropriés.
Remarque 22: le protocole normalisé pour la chaîne 2 est établi avec la norme technique du
CEI, laquelle définit également les champs et leurs dimensions nécessaires pour la
communication entre le compteur et le dispositif de l'utilisateur (nom du réseau, mot de passe,
adresse du destinataire, etc.), selon l'exigence R-3.02.
Remarque 23: la transmission vers le dispositif de l'utilisateur est effectivement activée
uniquement sur demande du client, avec le système de télégestion du compteur.
[R-6.03] Interface avec le dispositif utilisateur
 Conformité à la norme EN 50491-11-8, à l'égard de l'interface H1.
 Signalement au dispositif d'intervention imminente du limiteur, en fonction
de l'augmentation de la puissance instantanée.
 Le client final ou, sur désignation de celui-ci, le vendeur ou une partie
commerciale peut sélectionner:
o les données à transférer au dispositif, dans le cadre des grandeurs
mesurées et des événements enregistrés par le compteur;
o en ce qui concerne la puissance instantanée, les données avec
échantillonnage jusqu'à 1 seconde, envoyées selon la fréquence
maximale compatible avec la capacité du canal de transmission.
Remarque 24: les données échantillonnées jusqu'à 1 seconde peuvent être regroupées en une
trame unique (selon le protocole CEI) afin de ne pas saturer le canal à cause des surcharges
(«overhead») (par exemple 1 trame toutes les 30 secondes). Les règles (Use Case) de
13
Annexe A
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
transmission seront définies dans le cadre de la définition du protocole pour la chaîne 2 du
CEI.
[R-6.04] Rétrocompatibilité avec les dispositifs externes de la première génération
 Gestion, et fonctionnement correct, des dispositifs externes, communicant
sur la ligne électrique bande A avec les compteurs de première génération,
éventuellement à disposition du client au moment du remplacement.
 Les caractéristiques de clignotement des Dels d'énergie active et d'énergie
réactive doivent être compatibles avec celles du compteur de première
génération ayant été remplacé.
14
Annexe B
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
NIVEAUX ESCOMPTÉS DE PERFORMANCE DE SYSTÈME ET DURÉE DE MISE
EN RÉGIME
[L-1.01] Performances de la «chaîne 1» en télérelève massive (up-ward)
Accès quotidien du système d'information intégré et/ou des vendeurs aux courbes
d'énergie (active, réactive inductive et capacitive, soutirée et pour les clients
prosommateurs injectée) prises tous les quarts d'heure, effectives-validées avec
l'actualisation quotidienne selon les niveaux de performance suivants:
 95 % des points de soutirage équipés de compteur 2G dans les 24 heures à partir
du jour de consommation à minuit;
 97 % des points de soutirage équipés de compteur 2G dans les 96 heures à partir
du jour de consommation à minuit.
Remarque 1: les pourcentages sont calculés sur une moyenne mensuelle, à plein régime, et se
réfèrent aux courbes horaires quotidiennes acquises également par les deux totalisateurs
correspondants (fin du jour précédent et fin du jour actuel).
[L-1.02] Performances de la «chaîne 1» en télégestion (down-ward)
Taux de réussite des opérations de télégestion (en excluant les opérations «à grande
échelle», comme par exemple la gestion du délestage des charges), également sur
demande du vendeur ou de la personne désignée:
 non inférieur à 94 % dans les 4 heures suivant la demande;
 non inférieur à 97 % dans les 24 heures suivant la demande.
Remarque 2: en ce qui concerne les opérations de télégestion, consulter l'annexe A [R-5.04].
[L-1.03] Performances de la «chaîne 1» en reprogrammation massive (down-ward)
Durée limite de reprogrammation avec paramétrisation:
 non supérieure à 30 jours pour 94 % des compteurs mis en service;
 non supérieure à 60 jours pour 98 % des compteurs mis en service.
Durée limite de reprogrammation avec téléchargement de micrologiciel non
métrologique:
 non supérieure à 90 jours pour 99 % des compteurs mis en service.
[L-1.04] Performances de la «chaîne 1» pour le signalement spontané (up-ward)
Niveaux de performance pour les signalements spontanés du compteur au centre
d'information et/ou aux vendeurs, avec horodatage, type d'événement et données
associées à l'événement en fonction de la pénétration du service:
1
Annexe B
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
 non inférieurs à 90 % jusqu'à 1 heure à partir de la demande, en cas de
pénétration du service non supérieure à 5 %;
 non inférieurs à 89 % jusqu'à 1 heure à partir de la demande, en cas de
pénétration du service comprise entre 5 % et 10 %;
 non inférieurs à 88 % jusqu'à 1 heure à partir de la demande, en cas de
pénétration du service non supérieure à 25%.
Remarque 3: on entend par pénétration du service le pourcentage de clients dont le profil
contractuel prévoit l'utilisation de la fonctionnalité de signalement spontané.
[L-2.01] Outils informatiques pour les opérations de configuration du compteur et
de télégestion
Mise à disposition, par chaque distributeur, d'outils informatiques pour la configuration
du compteur et les opérations de télégestion.
Le taux de fonctionnement de ces outils informatiques doit être:
 non inférieur à 99 % des heures sur une base annuelle;
 non inférieur à 98 % des heures sur une base mensuelle.
Chaque distributeur rend ces outils informatiques opérationnels avant que le seuil des
points de soutirage équipés de compteur 2G, égal à 5 % des points de soutirage relevant
de sa compétence, ne soit atteint.
[C-1.01] Critères et durée de mise «en régime» des compteurs intelligents 2G
possédant une architecture à deux niveaux avec concentrateurs:
A. Mise en régime de chaque poste MT/BT dans les 60 jours à partir de la pose du
premier compteur 2G à un point de soutirage alimenté par celui-ci.
B. Mise en régime de chaque poste MT/BT compris dans chaque territoire «ayant une
importance significative», à partir de la mise en régime du premier poste du même
territoire (voir critère A.), dans les:
 120 jours pour les territoires possédant un nombre de points de soutirage non
supérieur à 20 000;
 180 jours pour les territoires possédant un nombre de points de soutirage non
supérieur à 20 000.
Remarque 4: on considère qu'un poste MT/BT est «en régime» lorsque les points de soutirage
alimentés par celui-ci et dotés de compteurs 2G mis en service assurent les niveaux de
performance escomptés du système [L-1.01] [L-1.02] [L-1.03] [L-1.04], sous réserve des
indications de la remarque 5 suivante.
Remarque 5: durant une période de douze mois à compter de la mise en régime du premier
poste MT/BT, la durée de 24 heures prévue pour la performance [L-1.01], premier alinéa, est
momentanément égale à 30 heures.
2
Annexe C
Autorité pour l'énergie électrique, le gaz
et le système d'alimentation en eau
ÉVOLUTIONS SOUMISES À LA VÉRIFICATION AU SENS DU POINT 8 DE LA
DÉLIBÉRATION (VERSION 2.1)
1. Aspects liés à la communication
La version 2.1 pourrait être caractérisée par l'une des technologies suivantes:
 Solution représentée par un connecteur physique sécurisé et un emplacement
séparé où l'utilisateur peut placer un dispositif ou connecter un câble, y
compris la fibre optique;
 Solution sans fil: canal de transmission des données du compteur sur bande
sous licence ou non, additionnel au moins à celui requis pour la chaine 2.
La technologie mise en œuvre devra garantir des niveaux de sécurité appropriés si elle
ne se limite pas exclusivement à la chaîne 2 mais prévoit également à la chaîne 1. En
cas d'utilisation de la chaîne 1, la version 2.1 devra garantir des niveaux de performance
adéquats qui seront définis par l'Autorité.
2. Aspects relatifs au limiteur de puissance
La version 2.1 pourrait, en outre, être caractérisée par la possibilité d'interrompre la fourniture
d'énergie électrique en cas de déplacement de la limite de puissance engagée par contrat sans
devoir ouvrir l'interrupteur magnétothermique; ceci afin de permettre la reprise de la distribution
d'énergie électrique, en toute sécurité, en fonction des manœuvres du client sur l'interrupteur de
son système. Pour des raisons de sécurité, les interventions sur l'interrupteur magnétothermique
en cas de court-circuit ou de panne sont exclues de cette fonctionnalité.
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