1. Fonctionnalités et performances du système de télégestion

1.1. Les fonctionnalités et performances du système de télégestion :

• Capacités de communication suffisantes pour relever tous les compteurs électriques chaque jour.

• Coupure et autorisation de rétablissement de l’alimentation à distance.

• Modification de la puissance souscrite à distance.

• Changement ou modifications du calendrier tarifaire à distance.

• Performances de télé-opération suffisantes pour assurer une tarification en J-1, avec préavis du fournisseur au gestionnaire de réseaux avant 16h00 (tarification de pointe mobile, par exemple).

• Offres de fourniture à calendriers tarifaires propres à chaque fournisseur (pour garantir la souplesse de l’évolution des offres de fourniture et la compatibilité avec le système de profilage, la capacité du système de communication devra permettre l’utilisation de la courbe de charge pour le traitement de la clientèle bénéficiant d’offres de fourniture qui ne sont pas assises sur les périodes tarifaires du tarif réglementé de vente d’électricité).

• Compatibilité avec des systèmes d’offres de fourniture à durée et quantité limitées par tout fournisseur.

• Maintien de la tarification historique.

• Pour l’utilisateur de réseau (ou les tiers désignés par lui), possibilité d’accès à toutes les données de comptage enregistrées et mesurées par le compteur.

1.2. L’usage de la télégestion :

• Emission de facturation mensuelle sur données réelles.

• Information du consommateur sur la qualité de l’électricité qui lui a été délivrée.

• Généralisation du relevé spécial en cas de changement de fournisseur ou d’offre de fourniture, de mise en service ou de résiliation de l’accès et de changement de puissance souscrite ou de formule tarifaire d’acheminement.

1.3. Les requêtes générales :

• Archivage des données de comptage sur deux années.

 

2. Fonctionnalités et performances des appareils de comptage et de mesure

2.1. La mesure et les enregistrements :

• Deux systèmes d’index indépendants : quatre index pour le tarif d’utilisation des réseaux publics et dix index pour la fourniture.

• Courbe de charge (puissance active) à pas paramétrable, pour une capacité minimale de deux mois glissants au pas demi-horaire. Le pas d’intégration doit pouvoir prendre les valeurs 30 et 60 minutes.

• Pmax (selon un mode de mesure qui pourra être utilisé pour la détermination de la puissance souscrite).

• Paramètre de qualité de l’électricité fournie (date de survenance et durée des coupures longues et brèves, date et durée des excursions de la tension hors de la plage réglementaire), avec une mémorisation pendant deux années glissantes.

• Possibilité de tarification à dépassement de puissance active.

2.2. L’affichage :

• Index horo-saisonniers.

• Puissance instantanée.

• Valeur maximale de la puissance soutirée (Pmax).

2.3. Le dispositif limiteur :

• Seuil de coupure paramétrable par pas de 1 kVA.

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

• Capacité de télé-relever toutes les données enregistrées (flux d’énergie et qualité).

• Télé-paramétrage (calendriers tarifaires et puissance souscrite).

• Télé-coupure et autorisation de rétablissement à distance.

2.5. La communication vers l’aval du compteur :

• Au moins un relais commandé sur la base du calendrier tarifaire du distributeur oi du fournisseur.

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

     La CRE a donc décidé en 2007 de confier le projet de création d’un nouveau compteur à Erdf (c’est le projet AMM, ( Automated Meter Management – gestion automatisée des compteurs). Les 35 millions de compteurséléctrique français devront être remplacés d’ici 2016. Cette décision a débouché sur la création de Linky et les différentes phases d’expérimentation en France afin de valider et d’eventuellement améliorer le projet. Durant et avant cette phase de test, il y avait quatre acteurs : Erdf, les équipementiers (Landis+Gyr, Iskraemeco, Itron-Actaris, Atos Origin ), Les autorités concédants et les installateurs.