EG

REGULERINGSCOMMISSIE VOOR ENERGIE IN HET BRUSSELS HOOFDSTEDELIJK GEWEST

ADVIES (BRUGEL-ADVIES-20120420-136) betreffende:

de invoering van intelligente meetsystemen:aanbeveling ten opzichte van de richtlijn elektriciteit 2009/72/EG Opgesteld op basis van artikel 30bis §2 2° van de elektriciteitsordonnantie. 20 april 2012

Kunstlaan 46 avenue des Arts – B-1000 Bruxelles / Brussel T: 02/563.02.00 – F: 02/563.02.13 [email protected] – www.brugel.be

Inhoudsopgave 1

Juridische grondslag van dit advies ..................................................................................................................4

2

Voorafgaande uiteenzetting en voorgeschiedenis .......................................................................................4 2.1 Acties die werden ondernomen in het BHG ......................................................................................4 2.1.1 Proof of Concept (PoC) van SIBELGA ............................................................................................4 2.1.2

Studie van KEMA : geval van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest ..................................................5

2.1.3 Studie van CAPGEMINI : technische en economische haalbaarheidsanalyse (studie in opdracht van BRUGEL) .........................................................................................................................................................6 2.1.4 Studies van de BCG en OXERA: economische en financiële evaluatie (studie in opdracht van SIBELGA) .......................................................................................................................................................7 2.1.5 Studie van PwC : evaluatie van de milieu-impact en de sociale impact (studie in opdracht van het BIM) .........................................................................................................................................................8 2.1.6

Vorige adviezen van BRUGEL ............................................................................................................9

2.1.7

Nieuwe bepalingen van de elektriciteitsordonnantie ................................................................ 10

2.2 Acties in overleg tussen de marktspelers ......................................................................................... 10 2.2.1 Overleg Staat-Gewesten .................................................................................................................. 11 2.2.2

Overleg FORBEG-ATRIAS............................................................................................................... 11

2.3 Stand van zaken van de standpunten van de gewesten met betrekking tot de intelligente meetsystemen........................................................................................................................................................ 12 2.3.1 Het Waalse Gewest: ......................................................................................................................... 12 2.3.2

Het Vlaamse Gewest: ........................................................................................................................... 13

2.4 Stand van zaken van de internationale standpunten met betrekking tot de intelligente meetsystemen........................................................................................................................................................ 16 2.4.1 Noord-Amerika en de Verenigde Staten : ................................................................................... 16 2.4.2 3

Europese Unie:.................................................................................................................................... 16

Reglementaire context.................................................................................................................................... 19 3.1 Richtlijn over de energie-efficiëntie .................................................................................................... 19 3.2 Elektriciteitsrichtlijn 2009/72/EG ........................................................................................................ 19 3.3 Normen en interoperabiliteit .............................................................................................................. 20 3.3.1 Mandaat 441: ....................................................................................................................................... 20 3.3.2

Mandaat 490: ....................................................................................................................................... 22

3.4 Bescherming van de persoonlijke levenssfeer.................................................................................. 22 3.4.1 Aanbevelingen van de groep 29: ..................................................................................................... 22 3.4.2

Aanbevelingen van de privacycommissie: ..................................................................................... 23

3.4.3

Aanbeveling van de Liga voor de mensenrechten: ..................................................................... 23

3.4.4

Standpunt van BRUGEL: ................................................................................................................... 24

4

Standpunt van BRUGEL ten opzichte van de richtlijn elektriciteit 2009/72/CE ............................... 25

5

Te implementerenen acties op korte termijn (horizon 2014) : .......................................................... 25 5.1 Testen op ware grootte van de geavanceerde functies van de intelligente meetsystemen: proefproject: .......................................................................................................................................................... 26

SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc

2 / 32

10/05/2012

5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8

Voorbereiding van het distributienet: renovatie van de meterkasten ....................................... 26 Beheer van de gedecentraliseerde productie-installaties: ............................................................. 27 Uitrol van meters met teleopneming: ................................................................................................ 27 Communicatiesysteem voor de terugkeer van de meetgegevens: ............................................. 28 Tevredenheidsenquête: ......................................................................................................................... 29 Technische en economische haalbaarheidsstudies en studies over de impact op de privacy: 29 Opvolging van de geïmplementeerde acties: .................................................................................... 29

6

Conclusie : ......................................................................................................................................................... 30

7

Bijlagen ................................................................................................................................................................ 32 7.1 Samenvatting van de door BRUGEL bestelde studie ..................................................................... 32 7.2 Samenvatting van de door het BIM bestelde studie ....................................................................... 32 7.3 Samenvatting van de studie van SIBELGA ......................................................................................... 32

Lijst van de illustraties Figuur 1: resultaten van de studie van de VREG: evolutie van de NPV tijdens twee levenscycli van de meters .......................................................................................................................................................................... 14 Figuur 2: resultaten van de studie van de VREG: gevoeligheidsanalyse van de belangrijkste parameters van de business case ................................................................................................................................................. 15

Lijst van tabellen Tabel 1: specificaties van de meters met teleopneming voor de projecten AMR en REMI .................... 28


3 / 32

10/05/2012

1 Juridische grondslag van dit advies Per ordonnantie1, is BRUGEL belast met de volgende opdrachten: […] 2° “op eigen initiatief of op vraag van de Minister of de Regering, het uitvoeren van onderzoeken en studies of het geven van adviezen, betreffende de elektriciteits- en gasmarkt”. […]. In haar brief van 20 februari 2012 heeft de Brusselse Hoofdstedelijke Regering het advies van BRUGEL gevraagd over de invoering van intelligente meetsystemen in de Brusselse energiemarkt om het antwoord voor te bereiden dat aan de Europese Commissie dient te worden gegeven met betrekking tot bijlage 1 van de Richtlijn 2009/72/EG van 13 juli 2009 (zie paragraaf 3 van dit advies). De Minister wenst uiterlijk op 20 april 2012 over dit advies te beschikken. Op basis van het bovenvermelde artikel en in het kader van haar opdrachten die door de elektriciteitsordonnantie worden vastgesteld, verleent BRUGEL dit advies met betrekking tot het onderwerp van de bovenvermelde brief van de Regering.

2 Voorafgaande uiteenzetting en voorgeschiedenis Gezien het belang van de uitdagingen die verbonden zijn met de invoering van intelligente meetsystemen, wordt er al verschillende jaren nagedacht over dit vraagstuk en werden er ook acties ondernomen op verschillende niveaus (regionaal, nationaal en Europees niveau). Hierna geven we een overzicht van de verschillende acties die werden ondernomen sinds de vrijmaking van de energiemarkt in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest (BHG). In dit hoofdstuk geven we ook een overzicht van het standpunt van de verschillende staten of regio’s met betrekking tot deze problematiek.

2.1 Acties die werden ondernomen in het BHG

2.1.1 Proof of Concept (PoC) van SIBELGA Een proefproject met een test op ware grootte werd in 2007 gelanceerd door de Brusselse DNB (SIBELGA) om op termijn te kunnen beschikken over antwoordelementen met betrekking tot de optimale ontwikkelingsstrategie op het gebied van intelligente meters in het Brussels Gewest. Dit project (proof of concept) zou SIBELGA ook moeten toelaten te beschikken over een voldoende beheersing van de technologie van intelligente meters. Meer bepaald komt het erop aan de volgende doelstellingen te realiseren: 1

Artikel 30bis, §2 2° van de ordonnantie van 19 juli 2001 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarktin het Brussels Hoofdstedelijk Gewest, hierna ‘de elektriciteitsordonnantie’, zoals gewijzigd tot op heden


4 / 32

10/05/2012

• • • •

Verwerven van het beheersen van de technologie en van een concrete knowhow op het terrein; Valideren van hypotheses, meer bepaald op het gebied van de overdracht van gegevens, de interoperabiliteit van de meters, de compatibiliteit met de netten,… Technische implementatieproblemen aan de orde stellen en proberen op te lossen; Een benchmarking uitvoeren met Belgische of Europese partners.

Door dit project konden 450 elektrische energiemeters worden geïnstalleerd op drie verschillende plaatsen (woningen voor één of meerdere gezinnen) die worden gevoed door een net van 400V. De gebruikte communicatietechnologie steunt op de GPRS2 et PLC3.technologieën. In februari 2010 heeft de DNB de resultaten van zijn proefproject voorgesteld. Uit deze resultaten blijkt onder meer dat de instrumenten voor het beheer van het IT- of communicatiesysteem nog zeer immatuur zijn en dus in een tweede fase van het project moeten worden geanalyseerd, rekening houdend niet alleen met de technische aspecten (test op 230 V-net en op lussen die zwaarder worden belast) maar ook met de logistieke aspecten die verdergaan dan de plaatsing van de meter (interacties met de klanten, monitoring van de overdrachten enz.). In deze tweede fase zou een benchmark met andere internationale experimenten moeten plaatsvinden, meer bepaald met het ‘Linky’4 project van ERDF (de Franse distributienetbeheerder).

2.1.2 Studie van KEMA5 : geval van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest Een eerste evaluatie van de kosten en baten met betrekking tot de invoering van intelligente meters werd in 2009 op verzoek van BELGACOM uitgevoerd voor de drie Gewesten door het Nederlandse studiebureau KEMA. Er werd een rapport opgesteld, door dezelfde auteur, ter consolidatie van de verschillende studies voor de drie Gewesten (Vlaanderen, Wallonië en Brussel). De parameters van de verschillende studies werden geharmoniseerd om de vergelijking van de resultaten van de drie Gewesten te vergemakkelijken. De studie van KEMA toont aan dat, naargelang van de keuze van de technologie of de apparatuur, de NPV (net present value in het Engels, of netto geactualiseerde waarde) -236 miljoen tot -84 miljoen euro kan bedragen. Op basis van deze studie zou de Brusselse DNB 342 miljoen euro netto moeten investeren voor dit referentiescenario (NPV van -170 miljoen euro). Deze investering houdt uiteraard rekening met de verwachte baten. In het kader van deze studie werd overigens geen enkele analyse per marktsegment uitgevoerd.

2

Mobiele-netwerkentechnologie. Power Line Carrier in het Engels, verwijst naar een technologie waarmee digitale informatie kan worden doorgestuurd via elektriciteitskabels.

3

4 5

Officiële benaming van de intelligente meter waarmee de Franse distributienetbeheerder experimenteert. Nederlands studiebureau. www.kema.com


5 / 32

10/05/2012

2.1.3 Studie van CAPGEMINI6 : technische en economische haalbaarheidsanalyse (studie in opdracht van BRUGEL) In het raam van haar adviesopdracht voor de Brusselse overheid en ook in het vooruitzicht van de omzetting van de Europese richtlijnen van het ‘Derde energiepakket’ die de Europese Commissie in 2009 heeft aangenomen, heeft BRUGEL door CAPGEMINI een technischeconomische evaluatiestudie laten uitvoeren voor de algemene invoering van intelligente meters in het BHG. De aan CAPGEMINI opgedragen evaluatiestudie bestaat uit een technisch-economische evaluatie van vier implementatiescenario’s voor deze systemen, die gaan van de meest eenvoudige tot de meest volledige op het gebied van functionaliteiten en diensten die aan de Brusselse gebruikers worden aangeboden. Deze vier scenario’s werden opgebouwd op basis van vier functionele doelstellingen die voor de gehele Brusselse energiemarkt moeten worden bereikt. Deze functionele doelstellingen zijn als volgt gedefinieerd: Verbeteren van de voorwaarden voor de werking van de markt: scenario ‘Basic’: Zoals de naam aangeeft, is dit een basisscenario. Het mikt uitsluitend op het verbeteren van de voorwaarden voor de werking van de markt. Rekening houdend met de kostprijs en de complexiteit van deze nieuwe meetsystemen, kan de invoering ervan immers alleen worden gerechtvaardigd als ze het op zijn minst mogelijk maken om, in het belang van de eindgebruikers, bepaalde processen van de energiemarkt te verbeteren en te automatiseren (facturatie op basis van het werkelijk verbruik, verandering van leverancier, verhuizing, enz.). Rekening houden met de energie-efficiëntie: scenario ‘Moderate’: Bovenop de doelstelling die in het basisscenario wordt nagestreefd, houdt dit scenario meer rekening met energie-efficiëntiedoelstellingen door de middelen die het biedt om het verbruik van de eindgebruikers te verminderen. De ‘vervuilende’ klassieke productie-investeringen zouden dus moeten dalen, wat kan bijdragen tot de duurzame ontwikkeling van de samenleving. Verbeteren van het beheer van de distributienetten: scenario ‘Advanced’: In dit scenario zouden eerst de twee vorige doelstellingen moeten worden verwezenlijkt alvorens het mogelijk te maken een efficiënter beheer van de distributienetten te verwezenlijken, meer bepaald door een betere kwaliteit van de metingen en een doeltreffend beheer van de afgenomen vermogenspiek. Bevorderen van de commerciële innovatie: scenario ‘Full’ Nieuwe diensten, meer bepaald gebaseerd op een modulaire tariefstructuur, zouden mogelijk moeten worden, naast het bereiken van alle voornoemde doelstellingen.

6

Capgemini Consulting: www.capgemini.com/consulting.


6 / 32

10/05/2012

De kosten-/batenbeoordeling voor een veralgemeende uitrol van deze meetsystemen wordt uitgevoerd voor elke marktspeler en voor elk segment van de Brusselse energiemarkt. De resultaten van deze studie bevestigen de conclusies van de studie van KEMA (zie paragraaf 2.1.2 van dit advies) en tonen aan dat de globale economische balans van elk scenario ongunstig is, met een netto geactualiseerde waarde die varieert van -80 M€ tot -160 M€, en dat de uitrol van deze meters volgens de evaluatievoorwaarden die de Europese Commissie eist, ongunstig is voor de gehele waardeketen in de Brusselse energiemarkt. Meer informatie over deze studie vindt u in bijlage 6.1 bij dit advies. Er werd ook een “executive summary” van deze studie gepubliceerd op de website van BRUGEL (www.brugel.be).

2.1.4 Studies van de BCG7 en OXERA8: economische en financiële evaluatie (studie in opdracht van SIBELGA) Op basis van de aanbevelingen van BRUGEL, geformuleerd in haar advies van juni 2011 (ADVIES-20110609-115), heeft BRUGEL de DNB (SIBELGA) gevraagd om een technische en economische haalbaarheidsanalyse uit te voeren van verschillende uitrolscenario’s voor intelligente meetsystemen in het BHG. In dit advies heeft BRUGEL een geheel van aanbevelingen geformuleerd, onder meer het rekening houden met meer verfijnde hypotheses die werden uitgewerkt op basis van de lering die werd getrokken uit de aan Capgemini opgedragen studie. Voor de uitvoering van deze studie heeft SIBELGA een beroep gedaan op twee studiebureaus voor het uitvoeren van twee verschillende analyses die elkaar echter aanvullen: Technisch-economische studie: studie toevertrouwd aan de BCG Analyse van de budgettaire impact en van de tariefimpact: studie toevertrouwd aan OXERA In deze studie worden vier uitrolscenario’s geanalyseerd:

Minimumscenario: dit scenario mikt uitsluitend op de industriële en commerciële gebruikers voor wie de meeste voordelen (vermindering van het verbruik en afvlakken van het piekverbruik) worden verwacht mits een beperkte investering. De meters die worden gebruikt, zijn traditionele industriële meters met bijkomende dataloggers;

Intermediair gesegmenteerd scenario: in dit scenario wordt er een meter met geavanceerde functionaliteiten zoals in het project van ERDF9gebruikt. De uitrol is gericht op de segmenten (industriëlen, tweevoudige meters, eenpersoonsgezinnen, zelfopwekkers, enz.) met het grootste voordelenpotentieel, zoals de vermindering of 7

The Boston Consulting Group. www.bcg.fr/

8

http://www.oxera.com.

9 Frequentie van de communicatie van de dagelijkse gegevens, Opname op kwartierbasis, Een multitariefstructuur met vaste uurschijven, aansluitingspoort voor een energy box, enz. http:/linky.erdfdistribution.fr


7 / 32

10/05/2012

verplaatsing van het verbruik. In het kader van dit scenario werden drie uitrolvarianten onderzocht;

Intermediair veralgemeend scenario: de intelligente meter die in dit scenario wordt gebruikt, stemt overeen met de meter voor het intermediair gesegmenteerd scenario, maar in dit geval wordt de uitrol veralgemeend naar alle gebruikers;

Geavanceerd scenario: dit scenario impliceert een veralgemeende uitrol met een intelligente meter die vergelijkbaar is met deze van EANDIS10 (veel krachtiger dan de meter van ERDF). De resultaten van deze studie tonen aan dat alleen het minimumscenario positief is, met een netto geactualiseerde waarde (NPV) van 39 miljoen euro. De andere scenario’s geven een NPV van -78 miljoen tot -325 miljoen euro (de details van deze studie vindt u in bijlage 6.2 van dit advies). Deze resultaten bevestigen dus de conclusies van de studie van CAPGEMINI (zie paragraaf 2.1.3 van dit advies).

2.1.5 Studie van PwC11 : evaluatie van de milieu-impact en de sociale impact (studie in opdracht van het BIM) De analyses die in het raam van deze studie werden uitgevoerd, betreffen het algemene uitrolscenario van intelligente meetsystemen in overeenstemming met de bepalingen van de Europese richtlijn 2009/72/EG. Deze analyses hebben uitsluitend betrekking op het segment van de huishoudelijke klanten en behandelen de volgende drie hoofdthema’s: De sociale aspecten; De milieuaspecten; De kosten-batenanalyse. Net als bij de vorige studies, is de economische evaluatie globaal ongunstig met een netto geactualiseerde waarde van -70 miljoen euro. Deze evaluatie wordt bekeken vanuit het standpunt van de huishoudelijke gebruiker en wordt geraamd over een periode van 20 jaar. Op sociaal vlak toont de studie aan dat de heterogeniteit van de Brusselse bevolking leidt tot een verstoring van het evenwicht tussen de potentiële gebruikers en dat de voordelen vooral de grootverbruikers ten goede komen. De vernietiging van jobs op het niveau van de meteropneming zal niet kunnen worden gecompenseerd door overdrachten naar een andere functie vanwege de verschillen tussen het vereiste opleidingsniveau en de meeste jobs zullen buiten het Gewest en zelfs buiten de landsgrenzen worden gecreëerd. Het uitwerken van een dynamische facturatie op basis van meer progressieve tarieven zou indruisen tegen het beleid van gespreide betalingen via een systeem van voorschotbetalingen dat momenteel bestaat ten voordele van de bevolking. De resultaten van de milieubalans zijn erg uiteenlopend. De verwachte voordelen op het vlak van energieverbruik blijven beperkt voor de eindgebruiker en dat geldt ook voor het

Frequentie van de communicatie van de gegevens en kwartier-uuropname, enz. op basis van de plannen die werden aangekondigd in 2010.

10

11

Adviesbureau: www.pwc.be.


8 / 32

10/05/2012

verbruik van primaire energie en de broeikasgasemissies. De effecten van de beperking van de interventies ter plaatse en dus van de verplaatsingen zijn echter globaal gunstig. In tegenstelling tot de klassieke meters, vallen de nieuwe meters onder de richtlijnen voor de recyclage van elektronica en moeten ze bijgevolg vergezeld zijn van een recyclageplan. Meer informatie over deze studie vindt u in bijlage 6,3 bij dit advies.

2.1.6 Vorige adviezen van BRUGEL

1e advies: Juni 2009 (Advies-200906-075) In juni 2009 heeft BRUGEL een voorafgaand advies (advies-200906-075) geformuleerd over de invoering van intelligente meetsystemen, waarin ze de uitdagingen en de gevolgen heeft uiteengezet voor de verschillende marktspelers, en waarin zij aanbevelingen heeft gedaan over het implementeren van deze meters: •

Doordachte beslissingname: BRUGEL heeft aanbevolen om zeer omzichtig te werk te gaan in de behandeling van het vraagstuk van de invoering van deze nieuwe meters. Bepaalde keuzes kunnen immers het Brusselse marktmodel voorgoed vorm geven, meer bepaald de verdeling van de rollen en de verantwoordelijkheden van elke marktspeler. BRUGEL bepleitte echter een proactieve aanpak voor de behandeling van dit vraagstuk door middel van het doorlopen van een aantal stappen, alvorens het Brussels Gewest een standpunt inneemt over de invoering van deze intelligente meters. Daarom riep BRUGEL ertoe op om, parallel met de lopende proefprojecten, onder meer dat van SIBELGA, technisch-economische studies uit te voeren om één of meerdere implementatiemodellen te analyseren om de Regering in staat te stellen haar standpunt voor het Gewest te bepalen.

•

Bescherming van de gegevens en van de persoonlijke levenssfeer: BRUGEL heeft aanbevolen om te letten op de betrouwbaarheid van de gegevens, op de naleving van de wetgeving inzake bescherming van de persoonlijke levenssfeer en op de vertrouwelijkheid van de gegevens.

•

Naleving van de normen: gelet op de omvang van de Brusselse markt, heeft BRUGEL aanbevolen om zich aan te passen aan de normen en technologieën die op Europees vlak worden verspreid, om mogelijke meerkosten te vermijden voor originele oplossingen die leiden tot bijzondere IT-oplossingen of tot de industrialisering van beperkte reeksen van meters, die bovendien de vereiste ontwikkelingscapaciteit van het systeem niet zouden waarborgen.

2e advies: Juni 2011 (Advies-20110609-115) Na de organisatie van en het toezicht op een technisch-economische studie over de implementatie van intelligente meetsystemen voor energie in het BHG (zie paragraaf 2.1.3 van dit advies), die het mogelijk heeft gemaakt om over nuttige elementen tebeschikken voor het zoeken naar een coherent standpunt, aangepast aan de Brusselse context, heeft BRUGEL, zonder vooruit te lopen op het standpunt dat de Regering zou moeten innemen, in haar advies van juni 2011 aanbevolen om een gedeeltelijk of volledig uitrolscenario te blijven verkennen dat gunstig kan zijn voor alle marktspelers van de waardeketen van de Brusselse energiemarkt. SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc

9 / 32

10/05/2012

In deze optiek heeft BRUGEL aan de DNB gevraagd om een haalbaarheidsanalyse en een economische evaluatie op lange termijn te lanceren met betrekking tot alle kosten en baten op basis van verschillende scenario’s voor de uitrol van intelligente meetsystemen in het BHG, rekening houdend met meer verfijnde hypotheses die worden uitgewerkt op basis van de lering die werd getrokken uit de aan Capgemini opgedragen studie. In dat advies heeft BRUGEL aan de DNB een aantal verzoeken gedaan, uit te voeren in het raam van de technisch-economische haalbaarheidsanalyse die hij zal moeten uitvoeren voor de Brusselse markt. Met dat advies wenste BRUGEL immers over antwoordelementen beschikken die voldoende relevant zijn om aan de Regering een coherent standpunt aan te bevelen, dat aangepast is aan de Brusselse context en rekening houdt met het gewestelijke en Europese omgeving met betrekking tot de implementatie van deze nieuwe meetsystemen.

2.1.7 Nieuwe bepalingen van de elektriciteitsordonnantie De elektriciteitsordonnantie, gewijzigd door de ordonnantie van 20 juli 2011, legt de DBN de verplichting op om haar opdrachten van uitbating, onderhoud en ontwikkeling van het distributienet uit te voeren met inachtname van het respect voor de energie-efficiëntie. In deze context bestudeert de DNB de technologieën die noodzakelijk zijn voor de transformatie van de netten naar intelligente netten, alsook de functionaliteiten die noodzakelijk zijn voor de invoering van intelligente meetsystemen. Paragraaf 1 en de punten 9 en 10 van het tweede lid van artikel 7 bepalen immers de rol van de DNB in het raam van de planning van de ontwikkeling van het distributienet als volgt: “De distributienetbeheerder is verantwoordelijk voor de uitbating, het onderhoud en de ontwikkeling van het distributienet, met inbegrip van de aansluitingen op andere netten, met de bedoeling de regelmaat en de kwaliteit van de energievoorziening te verzekeren in aanvaardbare economische voorwaarden, met inachtname van het respect voor het milieu, voor energie-efficiëntie en een rationeel beheer van het openbaar wegennet.…” 9° bij de planning van de ontwikkeling van het distributienet, maatregelen op het gebied van energieefficiëntie, vraagzijdebeheer of gedistribueerde productie voorzien die de noodzaak van een vergroting of vervanging van elektriciteitscapaciteit kunnen ondervangen; 10° streven naar het bevorderen van energie-efficiëntie. In deze context bestudeert hij met name de technologieën die noodzakelijk zijn voor de transformatie van de netten naar slimme netten alsook de faciliteiten die noodzakelijk zijn voor de invoering van slimme meetsystemen. De regering regelt de procedure voor de economische evaluatie op lange termijn als bedoeld in Richtlijn 2009/72/EG, en keurt het investeringsplan van de distributienetbeheerder bedoeld in artikel 12 goed op grond van de verenigbaarheid ervan met de conclusies van deze evaluatie, met name inzake de termijnen en regels voor de eventuele implementatie van intelligente meetsystemen.

2.2 Acties in overleg tussen de marktspelers

SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc 10 / 32

10/05/2012

2.2.1 Overleg Staat-Gewesten Het overleg tussen de Gewesten en de federale Staat is georganiseerd in het raam van CONCERE/ENOVER waarin een werkgroep werd opgericht, die een ontwerp van antwoord aan de Europese Commissie voorbereidt. Deze werkgroep, waarvan het voorzitterschap werd toevertrouwd aan het Brussels Gewest, vertegenwoordigd door het BIM, heeft een planning van zijn acties opgesteld, meer bepaald het opstellen van een rapport dat aan de Europese Unie zal worden overgemaakt. Deze werkgroep zal actief blijven tot juli 2012, datum waarop hij een ontwerp van rapport voor de Europese Unie zal voorstellen in de plenaire groep van ENOVER. De uiterlijke datum voor het indienen van het antwoord bij de Europese Unie is 3 september 2012. Er wordt ook overleg over deze thema's georganiseerd tussen de regulatoren in het raam van FORBEG, waarbinnen een specifieke werkgroep werd opgericht voor de problematiek van de smart metering in België. BRUGEL neemt het voorzitterschap van deze werkgroep waar.

2.2.2 Overleg FORBEG-ATRIAS

MoU (Memorandum of Understanding) : Op 22 september 2010 zijn de distributienetbeheerders - EANDIS, ORES, INFRAX en SIBELGA – het eens geworden over de oprichting van een enig platform voor de uitwisselingen van marktgegevens. Het protocol van akkoord (Memorandum of Understanding), dat door de vier operatoren werd ondertekend, voorziet in de oprichting van dit gemeenschappelijk en uniform Clearing House (CH), op basis van een nieuwe MIG (Message Implementation Guide) die tot doel heeft de marktprocessen te vereenvoudigen en ze ‘Smartmeter Ready’ te maken. Dit protocol voorziet ook voorwaarden van overdraagbaarheid van de toepassing, ontwikkeld in het kader van dit project van clearing house, wat de rechten van elke partij zou moeten waarborgen, die betrokken is bij het project, in geval van terugtrekking uit of van vereffening van de vennootschap. Aangezien het specifieke gewestelijke ontwikkelingen betreft, kan de realisatie ervan niet worden verhinderd voor zover dat deze ontwikkelingen technisch kunnen worden uitgevoerd en dat de ermee gepaard gaande kosten ten laste worden genomen door de partijen die er de voordelen van zullen genieten in verhouding tot het betrekkelijk gewicht dat zij vertegenwoordigen in de specifieke gewestelijke ontwikkelingen.

ATRIAS: Op 9 mei 2011 hebben de distributienetbeheerders - EANDIS, ORES, INFRAX en SIBELGA, en ondertussen ook TECTEO, een onderneming met de naam ATRIAS opgericht. Deze heeft tot taak: 1. een project te realiseren dat erin bestaat een nieuwe versie van de marktregels op te stellen (MIG 6) en een unieke toepassing te ontwikkelen voor de uitwisseling van marktgegevens (CH), 2. deze toepassing te beheren, te onderhouden en uit te baten voor de vennoten die dit vragen.


10/05/2012

ATRIAS zal immers instaan voor de operationele uitbating van de informatiesystemen die noodzakelijk zijn voor de uitvoering van de taken die aan de unieke toepassing (CH) zullen worden toevertrouwd in het raam van de werking van de markt. Deze onderneming zal, voor de vennoten die dit vragen, instaan voor het preventieve, curatieve en evolutieve onderhoud en zal voorstellen doen om de toepassingen te laten evolueren naargelang van de wijzigingen van de marktbehoeften (bv. nieuwe MIG, nieuwe informaticastandaarden, …). De governance van ATRIAS, voorgesteld in de MIG6-overeenkomst, bestaat uit drie niveaus: het MIG6-Comité (strategisch), de stuurgroep (tactisch) en de werkgroepen (operationeel). De leveranciers en de distributienetbeheerders zijn in deze drie niveaus vertegenwoordigd. De regulatoren die aan dit overleg zullen deelnemen als waarnemers, zijn vertegenwoordigd in het MIG6- Comité en in de stuurgroep. Momenteel wordt de laatste hand gelegd aan de overlegmethode in een aangepaste versie van de MIG 6-overeenkomst. De regulatoren zullen deze overeenkomst gezamenlijk ondertekenen.

2.3 Stand van zaken van de standpunten van de gewesten met betrekking tot de intelligente meetsystemen

2.3.1 Het Waalse Gewest: Om een standpunt in te nemen over de invoering van intelligente meters in het Waalse Gewest, heeft de CWaPE in samenwerking met de DNB een actieplan voorgesteld, waarin een proefproject is voorzien van 1.500 meters om de functionaliteiten van de intelligente meters te testen. Deze operatie zal worden uitgevoerd in stedelijk gebied en op het platteland. Het standpunt over de uitrol van deze intelligente meters zal dus worden bepaald op basis van de evaluatie van dit proefproject en van de conclusies van een studie in uitvoering over de economische impact van deze nieuwe meters op de individuele eindgebruikers, zoals vermeld in de Europese richtlijn 2009/72/EG. De resultaten van deze studie worden verwacht tegen einde juni 2012. De visie van de CWaPE is echter niet gericht op de problematiek van de intelligente meters, maar op de evolutie van de netten naar intelligente netten om het gedrag en de acties van de gebruikers, zowel producenten als verbruikers, beter te integreren. De CWaPE meent namelijk dat de uitrol van intelligente meters duur blijft en niet prioritair is en adviseert bijgevolg om eerst actie te ondernemen op het net om de congestieproblemen op te lossen. Deze transformatie van de netten zou het mogelijk moeten maken om beter het evenwicht te verzekeren tussen gedecentraliseerde productie en lokaal verbruik. Op 25 oktober 2010 heeft de CWaPE een brief ontvangen van de Minister die bevoegd is voor energie met het verzoek aan de Regering een rapport over te maken over de prioriteiten op het vlak van ontwikkeling van duurzame en intelligente netten met het doel de integratie van gedecentraliseerde producties te verzekeren, het verbruik van de eindklanten SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc 12 / 32

10/05/2012

te beperken, de netverliezen te beperken en de efficiëntie en de verhouding kosten-baten van de investeringen in de netten te verbeteren. In het raam hiervan heeft de CWaPE een werkgroep opgericht met de naam ‘REDI’ (Réseaux Electriques Durables et Intelligents) om na te denken en te overleggen met de verschillende marktspelers over de integratie van de gedecentraliseerde producties, het beheer van de vraag en het beleid inzake investeringen in de netten. Op 23 januari 2012 heeft de CwaPE in een rapport dat op haar website werd gepubliceerd12, de conclusies van de werkzaamheden uitgevoerd in het raam van deze REDI-werkgroep bekendgemaakt. Dit rapport bevestigt het potentieel van een dynamisch beheer van de vraag zonder een beroep te doen op de intelligente meters (een potentieel van 30 tot 40% van het verbruik in distributie, op basis van de bestaande instrumenten) en adviseert een goed gebruik van de troeven van Wallonië, waar 60% van de gezinnen over een meervoudige meter beschikt en waar 100% van de gezinnen signalen van uuromschakeling ontvangen, die uitgezonden worden door de DNB via de technologie van gecentraliseerde afstandsbediening (TCC). Met dat doel stelt de CWaPE een flexibel aansluitingskader voor en een compensatiesysteem dat toelaat om van deze troeven gebruik te maken om lokale congestievoorvallen als gevolg van de gedecentraliseerde productie op te lossen. In deze optiek zullen aan de DNB de verantwoordelijkheid en de middelen worden toevertrouwd om de goedkoopste oplossingen te kiezen om de vooraf bepaalde doelstellingen te bereiken en tegelijk de veiligheid en de bevoorradingszekerheid van het net te garanderen.

2.3.2 Het Vlaamse Gewest: De technische en economische evaluatie van de veralgemeende implementatie van intelligente meetsystemen in Vlaanderen is licht positief ( met een netto geactualiseerde waarde van +144 miljoen euro) voor het alternatieve referentiescenario dat wordt gekenmerkt door een maandelijkse opname van de meterstand. Figuur 1 toont de evolutie van de netto geactualiseerde waarde van dit scenario tijdens twee levenscycli van de meters (2 x 15 jaar). Deze figuur toont dat de uitrol van deze meters pas rendabel wordt in de tweede helft van de tweede levenscyclus van de meters.

12

www.cwape.be


10/05/2012

Positieve Kasstromen

Negatieve Kasstromen

Cumulatieve Kasstromen

300 600 400 100

200

0

0 -200

-100

-400 -200

Cumulatieve Kasstromen

NCW Kasstromen in MEUR

200

-600 -300

-800

-400

-1,000 2015

2020

2025

2030

2035

2040

Jaar

Figuur 1: resultaten van de studie van de VREG: evolutie van de NPV tijdens twee levenscycli van de meters

Deze studie toont ook het aanzienlijke verschil in kosten tussen de opties die gebruik maken van verschillende communicatietechnologieën. De technologieën die een bijna real-time overdracht mogelijk maken, zijn natuurlijk duurder, maar ze kunnen, in een relatief verre toekomst, bijkomende voordelen bieden in de context van een intelligent net. Aan de hand van de gevoeligheidsanalyse werd vastgesteld dat de levensduur van de meters de parameter is met de belangrijkste invloed op de verhouding kosten/baten van de business case (zie figuur 2).


10/05/2012

Netto Contante Waarde (MEUR) -100 levensduur slimme meters E (15 jaar) percentage TOU gebruikers (46 %) besparing op G bij indirecte feedback (2 %) levensduur slimme meters G (15 jaar) percentage verschuiving in E-gebruik TOU (2,83 %) baten balancing/forecasting leveranciers (12,418 MEUR/jaar) CapEx slimme G-meter (103,86 EUR) duur installatie E-meter per aansl. (1,1 uur) CapEx slimme E-meter (39,27 EUR) G-prijs voordeel bij switchen per afnemer (64,92 EUR/jaar) uurkosten installateur (50 EUR/uur) reductie niet factureerbaar verbruik door slimme meters E (75 %) duur installatie G-meter in per aansl.(1 uur) CapEx MUC Infrax (63 EUR) besparing op E bij indirecte feedback (1 %) percentage switches per jaar eind 2050 G (15 %) uurkosten gederfde tijd afnemer (7,5 EUR/uur) CapEx datasystemen/servers (17,6 MEUR) levensduur IT-systemen (5 jaar) CapEx PLC modem voor slave (30 EUR) E-prijs voordeel bij switchen per afnemer (18,15 EUR/jaar) aantal FTE's over gehele projectlengte EANDIS (972 FTE's) aantal FTE's uitrolperiode + 1 jaar INFRAX (310 FTE's) besparing aantal FTE meter opnemen (136 FTE) OpEx abonnement GPRS-modem (10 EUR/jaar) percentage switches per jaar eind 2050 E (15 %) incasso/afsluitingskosten per keer (303,7 EUR) OpEx abonnement gateways (10 EUR/jaar) Investering leverancier als % van NB (59,2358164670976 %) overige kosten uitrol NB's (HR, com., opleidingen) (28,22 MEUR) besparing aantal FTE planning & call center (44 FTE) Initiele investering IT systemen NBs (55,65 MEUR) CapEx Kabelmodem MUC Infrax (25 EUR) CapEx Gateway (hardware) (40 EUR) gem. aantal gesprekken per aanluiting tijdens uitrol (0,451 jaar) reductie telefoontjes meterstanden E (66,5 %) reductie telefoontjes meterstanden G (66,5 %) uurkosten administratie (50 EUR/uur) CapEx GPRS-modem voor meter (54,26 EUR) uurkosten beluur call center (42,12 EUR/uur)

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

20

10

1

0

0,03

0,015 20

10

0,0522 18,796 75 0,75

0,0088 6,288 125 1,28 50 25 55 0,65 1,25 87 0,0075 0,12 0 20 3 35 10 1060 400 125 12 0,12 252,2 12,5 0,75 34 40 60 30 50 0,896 0,49 0,49 40 64 46,88

25 125 45 0,85 0,75 15 0,015 0,18 15 15 7 25 33 800 250 150 6 0,18 364,1 7,5 0,45 20 50 50 15 30 0,21 1 1 60 35 33

Figuur 2: resultaten van de studie van de VREG: gevoeligheidsanalyse van de belangrijkste parameters van de business case

De studie toont ook aan dat een uitrol op vrijwillige basis bij de gebruikers het evenwicht van de business case kan schaden. Indien 20% van de gebruikers hun meter niet vervangen door een intelligente meter, zou de business case een tekort vertonen van -200 miljoen euro, wat overeenstemt met een verlies van 344 miljoen euro. Op het einde van de reflectie over het nieuwe marktmodel heeft de VREG trouwens een rapport13 gepubliceerd met de titel ‘Marktrollen en datastromen bij de introductie van slimme meters’ waarin ze haar visie beschrijft op de rollen en verantwoordelijkheden van de marktspelers in de omgeving die intelligente meters en intelligente netten integreert. Zoals voor de andere Gewesten, heeft de distributienetbeheerder EANDIS een plan uitgewerkt voor de uitrol van intelligente meters in 3 fasen:

1.

13

pilootproject: 4000 meters in 2009-2010

www.vreg.be


10/05/2012

2.

fase van pilootuitrol: 40.000 meters in 2011-2013

3.

volledige uitrol: 4.000.000 meters van 2014 tot 2018

EANDIS heeft met dat doel een octrooi aangevraagd voor een zeer gesofisticeerd metermodel op maat, waaraan zeer veel functionaliteiten zullen worden toegekend (ref. EPZ009807A1).

2.4 Stand van zaken van de internationale standpunten met betrekking tot intelligente meetsystemen

2.4.1 Noord-Amerika14 en de Verenigde Staten15 : Verschillende Noord-Amerikaanse staten en staten van de VS hebben deze nieuwe technologie ingevoerd, die de standaard is geworden voor de sector. In september 2011 werden er al meer dan 30 miljoen intelligente meters geïnstalleerd in Noord-Amerika. In de Verenigde Staten hebben 20 staten de meters bij meer dan de helft van hun bevolking al vervangen. Deze staten plannen ook de uitrol van 65 miljoen intelligente meters tegen einde 2015, of een dekking van bijna 55 % van de Amerikaanse gezinnen.

2.4.2 Europese Unie: Transformatie van de netten in intelligente netten: In Europa voorzien de twee richtlijnen van 2009 (zie paragraaf 3 van dit advies) dat de lidstaten waken over de uitrol van geavanceerde meetsystemen die de actieve deelname van de verbruikers aan de markt van de levering van elektriciteit en aardgas mogelijk maken. In 2013 wordt de CO2-taks trouwens geheven in Europa, wat alle lidstaten ertoe zou moeten aanzetten om steeds meer de productie van hernieuwbare energie te integreren. Deze productie vereist intelligente netten die deze hernieuwbare energieën kunnen ontvangen zonder de zekerheid en de kwaliteit van de voeding van de distributienetten aan te tasten. Europa stelt zich bovendien tot doel de Europese energiemarkt volledig te integreren tegen 2014. In deze context wil Europa over de nodige middelen beschikken om dit te bereiken. De gehele Europese markt van de technologie van intelligente netten zal 3,1 miljard euro bedragen in 2012 en dat bedrag zal daarna met 120 % stijgen tot 6,8 miljard euro in 2016. De sectoren die vooral baat zullen hebben bij deze investeringen zijn de infrastructuren voor intelligente meters (Advanced Metering Infrastructure of AMI), de automatisering

14 15

Chartwell: The Chartwell Advances Metering Infrastructure/Smart Meters Database Institute for Electric Efficiency, Utility-Scale Smart Meter Deployments, Plans & Proposals (September 2011)


10/05/2012

van de distributienetten (Distribution Automation of DA), de elektrische voertuigen en de dienstenbedrijven (IT-systemen). Deze vooruitzichten worden bevestigd in een recent rapport van GTM Research met de titel ‘The Smart Grid in Europe 2012: Technologies, Market Forecasts and Utility Profiles’ dat een uitstekende gids vormt voor de Europese markt van het intelligente elektriciteitsnet. Dit rapport bevat namelijk een grondige analyse van de uitrol van een intelligent elektriciteitsnet in Europa en beschrijft de verschillende implementatiestrategieën, de technologische segmentering en de vooruitzichten tot in 2016.

Uitrol van intelligente meters: Tot nu toe hebben weinig landen geëvolueerde meetsystemen uitgerold, ook al zijn er momenteel in Europa meer dan 42,3 miljoen intelligente meters geïnstalleerd waarvan het niveau van functionaliteiten evenwel zeer verschillend is van het ene land tot het andere. Deze meters werden voornamelijk geïnstalleerd in Italië, Zweden en Finland, maar met verschillende uitrolstrategieën. Italië heeft bijvoorbeeld een eigen, nietinteroperabele technologie gekozen en Zweden heeft geopteerd voor nietcommunicerende elektronische meters. Er werden evenwel al talrijke ‘aankondigingen’ gedaan in de verschillende lidstaten, maar de vorderingen inzake de uitrol van deze intelligente meters 16 blijven sterk variëren van de ene Europese lidstaat tot de andere. De nationale regulatoren in Frankrijk17 en in Engeland18 hebben hun beslissing immers al aangekondigd om de intelligente meters met geavanceerde functionaliteiten algemeen in te voeren, ook al blijven Italië en Zweden de voorlopers inzake de effectieve vervanging van de klassieke meters door elektronische of communicerende meters, maar zonder de geavanceerde functionaliteiten van de intelligente meters. Meer bepaald in Frankrijk, een land dat aan België grenst en dezelfde regelzone deelt, heeft de reguleringscommissie voor energie (CRE) namelijk in haar beraadslaging van 18 juli 2011, op basis van de resultaten van het experiment dat sinds meer dan een jaar wordt uitgevoerd door ERDF bij meer dan 250.000 klanten, voorgesteld om het geëvolueerde meetsysteem voor elektriciteit, Linky genoemd, algemeen in te voeren. De technisch-economische analyse geeft inderdaad, volgens de weerhouden hypotheses, een zeer licht positieve netto geactualiseerde waarde van het project voor de distributeur. Ze wordt geraamd op ongeveer +0,1 miljard euro voor een initiële

www.ofgem.gov.uk/Sustainability/EDRP/Pages/EDRP.aspx www.decc.gov.uk/en/content/cms/tackling/smart_meters/smart_meters.aspx 17 www.cre.fr. 16

18

www.ofgem.gov.uk/Sustainability/EDRP/Pages/EDRP.aspx

www.decc.gov.uk/en/content/cms/tackling/smart_meters/smart_meters.aspx


10/05/2012

investering van bijna 4 miljard euro dankzij de toekomstige besparing op de exploitatiekosten als gevolg van de installatie van de meter. Om haar beslissing te motiveren, acht de CRE de ontwikkeling van de geavanceerde elektriciteitsmeters noodzakelijk om de stabiliteit van de elektriciteitsnetten te blijven garanderen en is ze van mening dat de Linky-meter de veel meer verfijnde opvolging in real time mogelijk maakt, die noodzakelijk is voor de ontwikkeling van intelligente elektriciteitsnetten. De CRE is ook van mening dat de veralgemening van deze meters goed is voor de verbruikers omdat ze de kwaliteit van de dienstverlening verhoogt door de meteropname op afstand te veralgemenen, de verbruikers te factureren op basis van de reële verbruiksgegevens (…), de uitbreiding aan te moedigen van het tariefaanbod van de leveranciers om aan de specifieke behoeften van elkeen te voldoen (…). De veralgemening van de Linky-meter zal ook de beheersing van de vraag in piekperioden bevorderen. Daarnaast beveelt de CRE een snelle uitrol van de Linky-meters aan om de Franse industrie te laten profiteren van de voordelen die al werden gerealiseerd door het pilootproject van ERDF. Deze beslissing zou, volgens de CRE, de aanvaarding van de Franse standaarden en normen op internationaal niveau kunnen bevorderen. Voor de keuze van de communicatietechnologie beveelt de CRE eerst de uitrol aan van deze meters met de zogenoemde ‘PLC G1-technologie’, vooraleer op termijn over te gaan tot de ‘PLC G3’-technologie die vandaag nog in ontwikkeling is en die aanzienlijke verbeteringen zou moeten brengen voor de beheerders van het elektriciteitsnet.


10/05/2012

3 Reglementaire context De reglementaire context van de ontwikkeling van de intelligente meetsystemen wordt gedomineerd door de Europese impuls ter bevordering van de energie-efficiëntie en de ontwikkeling van een geharmoniseerde Europese markt. De invoering van deze nieuwe meetsystemen krijgt een wettelijk kader in twee verschillende Europese richtlijnen die algemene doelstellingen toewijzen aan deze intelligente systemen en de opdrachten omschrijven die worden toevertrouwd aan de lidstaten of aan de door hen aangewezen bevoegde autoriteiten.

3.1 Richtlijn over de energie-efficiëntie Richtlijn 2006/32/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 5 april 2006 betreffende energie-efficiëntie bij het eindgebruik en betreffende energiediensten, en houdende intrekking van Richtlijn 93/76/EEG van de Raad, heeft tot doel de lidstaten aan te moedigen om de technologieën van de intelligente meetsystemen te ondersteunen waarmee de eindgebruikers hun energie-uitgaven met 10% kunnen verminderen. Artikel 13 van deze richtlijn bepaalt immers het volgende: « 1. De lidstaten zorgen ervoor dat eindafnemers voor elektriciteit, aardgas, stadsverwarming en/of stadskoelingen en warm water voor huishoudelijke doeleinden, voor zover dit technisch mogelijk en financieel redelijk is en voor zover dit in verhouding staat tot de potentiële energiebesparingen, tegen concurrerende prijzen de beschikking krijgen over individuele meters die het actuele energieverbruik van de eindafnemer nauwkeurig weergeven en informatie geven over de tijd waarin sprake was van daadwerkelijk verbruik. Wanneer een nieuwe aansluiting wordt gemaakt in een nieuw gebouw of in geval van een ingrijpende renovatie, worden deze individuele meters tegen concurrerende prijzen altijd ter beschikking gesteld. 2. De lidstaten zorgen ervoor dat, indien van toepassing, de facturering door energiedistributeurs, distributienetbeheerders en detailhandelaars in energie is gebaseerd op het actuele energieverbruik en in duidelijke en begrijpelijke taal is gesteld. De eindafnemer krijgt samen met de rekening de nodige informatie zodat hij over een volledig overzicht van de huidige energiekosten beschikt. De facturering op basis van het daadwerkelijke verbruik is frequent genoeg om de afnemers in staat te stellen hun eigen energieverbruik te regelen.” 3. De lidstaten zorgen ervoor dat, indien van toepassing, de energiedistributeurs, distributienetbeheerders of detailhandelaars in energie in of bij rekeningen, contracten, transacties en/of ontvangstbewijzen bij distributiestations in duidelijke en begrijpelijke taal de volgende informatie aan de eindafnemers beschikbaar stellen: een vergelijking van het huidige energieverbruik van de eindafnemer met het verbruik in dezelfde periode van het voorgaande jaar, bij voorkeur in grafische vorm.”

3.2 Elektriciteitsrichtlijn 2009/72/EG Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en van de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van Richtlijn 2003/54/EG bepaalt in artikel 3 §11 het volgende:


10/05/2012

“Teneinde energie-efficiëntie te bevorderen bevelen de lidstaten, of indien de lidstaat hierin voorziet, de regulerende instanties, ten sterkste aan dat elektriciteitsbedrijven het gebruik van elektriciteit optimaliseren, bijvoorbeeld door het aanbieden van diensten op het gebied van energiebeheer of het ontwikkelen van innovatieve prijsformules, in voorkomend geval door de invoering van slimme metersystemen dan wel of slimme netwerken (smart grids).” Bovendien bepaalt paragraaf 2 van bijlage 1: De lidstaten zorgen ervoor dat er slimme metersystemen worden ingevoerd die de actieve participatie van de consumenten aan de markt voor levering van elektriciteit ondersteunen. De invoering van dergelijke metersystemen kan worden onderworpen aan een economische evaluatie op lange termijn van de kosten en baten voor de markt en de individuele consument of aan een onderzoek ter bepaling van welke vorm van slim meten economisch haalbaar en kosteneffectief is en welke termijn haalbaar is voor de distributie ervan. Een dergelijke evaluatie vindt uiterlijk plaats op 3 september 2012.” Onder voorbehoud van deze evaluatie stellen de lidstaten of de bevoegde autoriteit die zij aanwijzen, een tijdschema van maximaal 10 jaar op voor de invoering van slimme metersystemen. Wanneer de ingebruikname van slimme meters positief wordt beoordeeld, wordt uiterlijk in 2020 minstens 80 % van de consumenten voorzien van deze slimme meetsystemen. De lidstaten of de bevoegde autoriteit die zij aanwijzen waarborgen de interoperabiliteit van dergelijke metersystemen die op hun grondgebied worden ingevoerd en houden rekening met de toepassing van adequate normen en beste praktijken en het belang van de ontwikkeling van de interne markt voor elektriciteit. » Daarnaast wordt in overweging 55° van deze richtlijn het volgende gestipuleerd: “De invoering van intelligente meetsystemen moet gebaseerd kunnen worden op een economische evaluatie. Indien uit die evaluatie blijkt dat de invoering van dergelijke meetsystemen alleen economisch haalbaar en kosteneffectief is voor afnemers met een zeker elektriciteitsverbruik, moeten de lidstaten hier rekening mee kunnen houden bij de invoering van intelligente meetsystemen.”

3.3 Normen en interoperabiliteit

3.3.1

Mandaat 441: Om aan te zetten tot de aanneming van normen en standaarden met betrekking tot intelligente meetsystemen, heeft de Europese Commissie, op basis van de richtlijn betreffende de meetinstrumenten (2004/22/EG) en van de richtlijn over de energiediensten, op 12 maart 2009 aan drie instanties voor de normalisatie op het gebied van meetinstrumenten een M/441-mandaat toevertrouwd19. Het gaat om de volgende organismen: - CEN (normalisatie op het gebied van hoofdzakelijk water en gas) - CENELEC (normalisatie op het gebied van elektriciteit) - ETSI (normalisatie op het gebied van telecommunicatie)

19

Mandaat M441 van 12 maart 2009, http://www.cen.eu/cen/Sectors/Sectors/Measurement/Pages/default.aspx.


10/05/2012

De doelstelling bestaat erin normen te ontwikkelen op het niveau van telecommunicatie en aanvullende meetfuncties die de interoperabiliteit van de meters op verschillende gebieden (water, gas, elektriciteit, warmte) mogelijk maakt. In het kader van dit M/441-mandaat werd een werkgroep, met de benaming ‟Smart Metering Coordination Group’ (SM-CG) opgericht door deze organismen die al een lijst heeft opgesteld van zes elementaire aanvullende functies voor de intelligente meetsystemen. Het gaat uiteraard niet om een lijst van minimale functionaliteiten opdat een meetsysteem als intelligent zou worden beschouwd. De beslissing om andere specifieke functionaliteiten op te nemen wordt aan de beoordeling van elke lidstaat overgelaten. De bedoeling van het normalisatiewerk van de SM-CG is ervoor te zorgen dat er normen worden gevonden voor de gekozen functionaliteiten. De groep SM-CG heeft de volgende functionaliteiten bestudeerd: •

Teleopneming en terbeschikkingstelling van de gegevens: dit is het op afstand en op aanvraag lezen van de gegevens die door de meters worden geregistreerd en de terbeschikkingstelling ervan aan de aangewezen marktspeler (DNB). De gegevens hebben zowel betrekking op de afnames als op de injecties op het aansluitingspunt.

•

Bidirectionele communicatie tussen het meetsysteem en de aangewezen marktspeler (DNB): de meter moet bepaalde gegevens kunnen communiceren die worden gebruikt om gebreken of disfuncties van de meters op te sporen. De DNB moet de meetparameters van op afstand kunnen configureren, met name de synchronisatie van de klok of de bijwerking van de gebruikte software.

•

Geëvolueerde betalingssystemen: het intelligente meetsysteem kan verschillende meterstanden of het verbruiksprofiel beheren om gedifferentieerde offertes voor de gebruikers mogelijk te maken.

•

Beheer van de stromen op afstand: dit is de mogelijkheid om de onderbreking of de beperking van de stroom op afstand te beheren. Deze functionaliteit zou bepaalde nieuwe tarieven of offertes mogelijk moeten maken.

•

Controle van de huishoudelijke toestellen: met deze functionaliteit moet de gebruiker of zijn leverancier van op afstand kunnen ingrijpen op zijn installatie.

•

Informatie van de verbruiker: terbeschikkingstelling van informatie aan de gebruiker over zijn verbruik via een internetportaal of een toegankelijke affichering.

In een eerste fase zouden deze werken moeten uitmonden in een Europese communicatiestandaard binnen de 9 maanden na aanvaarding van het mandaat (vóór maart 2010) en de geharmoniseerde oplossingen voor aanvullende functies zouden moeten beëindigd zijn binnen de 30 maanden na aanvaarding van het mandaat (vóór december 2011). Sindsdien is de Commissie, gezien de opgelopen achterstand, tussengekomen om het toepassingsdomein van het mandaat te preciseren in overeenstemming met de tussentijdse conclusies van de werkgroep over de intelligente netten en om nieuwe vertragingen te vermijden. De eerste resultaten betreffende de Europese normen die van toepassing zijn op de intelligente meters worden nu verwacht tegen het einde van 2012.


10/05/2012

3.3.2 Mandaat 490: De conclusies van de Europese Raad van 4 februari 2011 hebben de absolute noodzaak bevestigd van de aanvaarding van Europese normen voor de intelligente netten20. Op 1 maart 2011 heeft de Commissie aan de Europese normalisatie-instellingen (ENI) het mandaat 49021 toevertrouwd om normen te ontwikkelen die de implementatie van diensten en –functionaliteiten van het intelligente net van hoog niveau vergemakkelijken tegen eind 2012. Aangezien het mandaat berust op de consensus tot stand gekomen tussen d deelnemers aan de Gemeenschappelijke werkgroep van de Europese normalisatieinstellingen met betrekking tot intelligente netten, zou het proces soepel en snel proces moeten verlopen. Om ervoor te zorgen dat de door de Europese Raad in februari 2011 vastgestelde deadline van 2012 wordt gehaald, zal er een controlesysteem worden opgezet. Als de gerealiseerde voortgang in 2011 niet voldoende is, zal de Commissie ingrijpen om ervoor te zorgen dat de deadline wordt gehaald en de nodige normen worden vastgesteld, door bijvoorbeeld een netcode te ontwerpen.

3.4 Bescherming van de persoonlijke levenssfeer

3.4.1 Aanbevelingen van de groep 29: Een raadgevend Europees orgaan, met als benaming de Werkgroep Artikel 29 (G29) voor de bescherming van de gegevens en van het privé leven heeft op 4 april 2011 een advies uitgebracht over de aanbevelingen met betrekking tot de context van veralgemeende implementatie van intelligente meetsystemen in Europa. De opdrachten van deze werkgroep werden omschreven in de artikelen 29 en 30 van richtlijn 95/46/EG, vanwaar de benaming afkomstig is. In bovenvermeld advies kwam de werkgroep tot de conclusie dat de wet betreffende de bescherming van de gegevens van toepassing is in de context van deze nieuwe intelligente systemen, voor zover deze uitrusting persoonsgegevens verwerkt en op grote schaal zal worden ontrold. Gezien de vele verwerkingsprocessen van de gegevens, waaronder ook profilering, beveelt de G29 aan om de instellingen, die verantwoordelijk zijn voor deze verrichtingen (DNB, leveranciers,…enz.), en hun verplichtingen goed te identificeren, en meer bepaald van bij het ontwerp (privacy by design) instrumenten ter bescherming van de persoonsgegevens te integreren. De werkgroep beveelt ook aan dat het ontwerp van de systemen slechts toegang zou geven tot de persoonsgegevens voor zover dit nodig is voor de opdracht waargenomen door het

20

Mhttp://www.eurosfaire.prd.fr/7pc/doc/1304681893_com_2011_202_fr.pdf

21

Mandaat M490 van 1maart 2011, http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm


10/05/2012

organisme, dat verantwoordelijk is voor de verwerking, en dringt erop aan om het volume verwerkte persoonsgegevens tot het minimum te beperken. De werkzaamheden van deze werkgroep hadden niet de ambitie om complete aanbevelingen te formuleren omdat het toepassingsgebied van de intelligente meters nog niet helemaal is gekend en er heel wat kwesties onbeslist zijn, met name het onderscheid tussen gegevens die essentieel zijn voor de goede werking van de markt en gegevens die nuttig zijn voor het verlenen van aanvullende diensten aan bepaalde eindgebruikers.

3.4.2 Aanbevelingen van de privacycommissie: In haar advies van 15 juni 2011 treedt de Commissie voor de bescherming van de persoonlijke levenssfeer de aanbevelingen van groep 29 bij en bevestigt haar vrees dat de nieuwe meetsystemen een grote impact zullen hebben op het privéleven van de gebruikers omdat de Europese Commissie de uitrol ervan bij minstens 80% van de gebruikers aanbeveelt tegen 2020. In het raam hiervan adviseert ze om de aspecten in verband met de bescherming van de persoonsgegevens als een volwaardig element te integreren in het beslissingsproces betreffende de uitrol van deze intelligente systemen. Dit zou tot uiting moeten komen in technologische, infrastructurele en procedurele privacybeschermende maatregelen. In dit opzicht preciseert de privacycommissie dat in het kader van de evaluatie, aanbevolen door de richtlijn 2009/72/EG, alle basismodaliteiten (frequentie, functionaliteiten/ gebruik,…), scenario’s (al dan niet volledige roll-out) en risico’s van de intelligente meterverwerkingen met betrekking tot de bescherming van persoonsgegevens in kaart moeten worden gebracht, vooraleer wordt verder gewerkt aan de regionale wetgeving i betreffende intelligente meters. Bovendien, om de gebruiker vrij de functionaliteiten te kunnen laten kiezen waarover hij wenst te beschikken, beveelt de commissie aan om gedetailleerde en transparante informatie ter beschikking te stellen.

3.4.3 Aanbeveling van de Liga voor de mensenrechten: De Liga voor de mensenrechten heeft in een nota van januari 2012 de aanbeveling van de privacycommissie (zie paragraaf 3.4.2 van dit advies) gesteund over de noodzaak om bij de evaluatie, naast de economische, sociale en milieugerelateerde aspecten, ook rekening te houden met de impact van de invoering van intelligente meetsystemen op de bescherming van het privéleven van de gebruikers. In haar nota geeft de Liga voor de mensenrechten een aantal richtlijnen om deze evaluatie goed te doen. De analyse zou inderdaad voor elke functionaliteit van de intelligente meter, de technische processen moeten identificeren die noodzakelijk zijn voor de bescherming van het privéleven. In deze nota worden, door de gestelde vragen, ook de verschillende aspecten en principes aangekaart, die de reglementering voor intelligente meetsystemen zou moeten bevatten.


10/05/2012

3.4.4 Standpunt van BRUGEL: Gezien de risico’s die de invoering van intelligente meetsystemen met zich meebrengt voor de bescherming van de persoonlijke levenssfeer van de gebruikers, sluit BRUGEL zich, zonder voorbehoud, aan bij de aanbevelingen van de voor dit domein bevoegde organismen en wil zij haar acties voortzetten op verschillende niveaus: In het kader van het overleg met de andere regulatoren: In het kader van de FORBEG-werkgroep die zich buigt over de intelligente meetsystemen, werkt BRUGEL samen met de andere regulatoren aan de implementatie van aanbevelingen in dit domein. Deze groep heeft namelijk de leden van de privacycommissie al ontmoet om van gedachten te wisselen over de bescherming van de persoonsgegevens in de omgeving van de smart metering. In het kader van het overleg over het nieuwe marktmodel: Momenteel wordt er een visie geanalyseerd voor een nieuw marktmodel waarin de intelligente meters zijn geïntegreerd, in overleg tussen de marktspelers enerzijds en deze spelers en de regulatoren anderzijds. Deze visie zou moeten toelaten om nieuwe marktprocessen te implementeren die zullen worden samengebracht in een nieuwe MIG (MIG6). In deze processenzullen de regels inzake de bescherming van de persoonsgegevens moeten worden opgenomen. De rollen en verantwoordelijkheden van de marktspelers, met respect voor de privacy, moeten eveneens worden gedefinieerd vóór de definitieve implementatie van deze processen.

In het kader van de acties voorgesteld in dit advies : Om zich voor te bereiden op de invoering van intelligente meetsystemen in het BHG, beveelt BRUGEL verschillende acties aan die de implementatie bevorderen van middelen om het respect voor de privacy van de gebruikers van het net te garanderen (zie paragraaf 4.5 van dit advies). In dit opzicht vraagt BRUGEL de DNB om te werken aan de realisatie van een beveiligd datacommunicatiesysteem dat de privacy respecteert in de gehele meetketen, van de meter tot in de controlekamer van het meetsysteem. BRUGEL wil ook, in samenwerking met de DBN, een evaluatiestudie starten over de impact van deze nieuwe meetsystemen op de bescherming van de privacy van de gebruikers. Deze studie zou ook de eventuele bijkomende kosten moeten evalueren van de implementatie van de middelen om deze persoonsgegevens te beschermen.


10/05/2012

4 Standpunt van BRUGEL ten opzichte elektriciteitsrichtlijn 2009/72/CE voor

van

de

Rekening houdend met de resultaten van de verschillende studies die voor de Brusselse markt werden uitgevoerd (zie paragraaf 2.1 van dit advies), en met de staat van vordering van de acties ondernomen op Europees niveau (normalisatie, interoperabiliteit, bescherming van het privé leven, enz.), stelt BRUGEL vast dat er geen voorwaarden aanwezig zijn die de installatie van intelligente meetsystemen bij minstens 80% van de Brusselse verbruikers vereisen tegen 2020. Immers, alle studies (vier in totaal), elk door een verschillend studiebureau, uitgevoerd voor de Brusselse markt, zijn tot het besluit gekomen van een ongunstige evaluatie voor het geheel van de waardeketen van de Brusselse energiemarkt. Deze evaluatie blijft ongunstig, zelfs wanneer de uitrol van deze meters overwogen wordt voor enkele segmenten van verbruikers of volgens verschillende scenario’s gaande van het meest eenvoudige naar het meest volledige wat betreft functionaliteiten en diensten aangeboden aan de gebruikers en aan de marktspelers. Volgens de Europese richtlijn is de implementatie van deze systemen immers ondergeschikt aan een positieve evaluatie van de economische impact voor de markt en voor de individuele consument. Bovendien leveren de werkzaamheden op Europees niveau inzake de normalisatie en ontwikkeling van een open architectuur met communicatieprotocols, die de interoperabiliteit van de systemen toelaat, nauwelijks resultaat op (zie paragraaf 3.3 van dit advies) en twijfelen meerdere deskundigen eraan dat er op middellange termijn open standaarden worden ontwikkeld die voor iedereen toegankelijk en bruikbaar zijn.

5 Te implementeren acties op korte termijn (tegen 2014) :

Zoals hierboven vermeld, heeft BRUGEL in haar reflectie over het thema van de intelligente meetsystemen, steeds een voorzichtige houding aangenomen en tevens een proactieve methode aangemoedigd door het realiseren van een reeks etappes, in de behandeling van de aangelegenheid betreffende dit thema. Het aannemen van een zuiver afwachtende houding ten aanzien van een thema dat voortdurend evolueert zou evenzo nadelig kunnen zijn voor de eindverbruiker als het zuiver en gewoon opleggen van de veralgemening van deze meters in de Brusselse markt. Het is dus belangrijk om deze evolutie te begeleiden door de voorbereiding van het Brussels distributienet en van de beheerder ervan op de invoering van deze nieuwe systemen. Deze voorbereiding moet aangepast zijn aan de uitdagingen waarvoor ons Gewest zich zou kunnen bevinden in de confrontatie met de evolutie van het thema van de intelligente meetsystemen in België en in de staten die grenzen aan België. Gelet op de bijzonderheden van de Brusselse energiemarkt , op de besluiten van de verschillende hierboven vermelde studies en meer in het bijzonder op de behoefte om het distributienet en de Brusselse DNB voor te bereiden op de vereisten van de eventuele invoering van intelligente meetsystemen, beveelt BRUGEL de DNB aan om zijn voorbereidingsniveau te SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc 25 / 32

10/05/2012

verhogen, met name via een proefproject van testen op ware grootte van de geavanceerde functionaliteiten van de intelligente meters, en om het Brussels net voor te bereiden door investeringen die aangepast zijn aan de invoering van deze meters. BRUGEL zal haar reflectie over de invoering van deze nieuwe systemen voortzetten op een transparante wijze en zal op het gepaste ogenblik een advies uitbrengen over dit onderwerp.

5.1 Testen op ware grootte van de geavanceerde functionaliteiten van de intelligente meetsystemen: proefproject: Het komt de DNB toe om, naargelang van de gidentificeerde behoeften, de testen te bepalen die hij zal moeten uitvoeren in het raam van zijn proefproject. BRUGEL hoopt nochtans dat dit project het onder andere mogelijk zal maken de terugkeer op afstand te valideren van de productiegegevens en van de uitwisselingen met het net (afname en injectie) en de goede werking te testen van het beheer van de geavanceerde functionaliteiten van de intelligente meter (controle op afstand, opsporing van een anomalie, enz.). Omdat er nog geen federaal Clearing House en geen marktmodel bestaat dat de intelligente meters integreert, zullen de testen in verband met de facturatie niet kunnen worden uitgevoerd in het raam van dit proefproject. De gebruikers die in dit proefproject worden opgenomen, kunnen worden gekozen uit de volgende segmenten: Gedecentraliseerde productie-installaties; Openbare gebouwen; Privédistributienetten; Gebruikers met een flexibel laadpotentieel (verbruik en injectie). Er kunnen ook andere gebruikers worden gekozen, naargelang van de behoeften die vóór of tijdens de implementatie van dit proefproject worden geformuleerd. Om deze testen op ware grootte uit te voeren, zou er een wettelijk kader moeten worden aangenomen, in de eerste plaats in het technisch reglement en goedgekeurd door de Regering. BRUGEL wil graag betrokken worden bij de consultaties die zullen leiden tot het opstellen van dit kader. BRUGEL wenst ook geïnformeerd te worden, meer bepaald via de investeringsplannen, van de middelen die zullen worden ingezet en de verschillende testen die zullen worden uitgevoerd in het raam van dit proefproject.

5.2 Voorbereiding van het distributienet: renovatie van de meterkasten Naast het POC-proefproject (zie paragraaf 2.1.1 van dit advies), blijft de DNB zijn net renoveren om de technische aanpassingen aan te brengen, die noodzakelijk zijn voor de veiligheid en de invoering van de intelligente meters. Het gaat hoofdzakelijk om aan te brengen wijzigingen aan de aansluitingen, waaronder de meetinstallatie. Op basis van deze analyse heeft SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc 26 / 32

10/05/2012

de DNB reeds de renovatie van 80.000 meterkasten gepland, aan een ritme van 18.000 installaties per jaar vanaf 2013. In het raam hiervan vraagt BRUGEL de DNB om een volledig uitvoeringsritme voor te stellen voor de reeds geïdentificeerde kasten, alsook een tijdshorizon voor de overige kasten.

5.3 Beheer van de gedecentraliseerde productie-installaties: Gezien de toename van de gedecentraliseerde productie-installaties en de risico’s voor de zekerheid en de kwaliteit van de voeding van het distributienet, wordt het steeds noodzakelijker om de DNB meer te betrekken bij het beheer van dit type installaties die op zijn net zijn aangesloten. Het gaat in een eerste fase, idealiter vóór einde 2012, om het definiëren van het mechanisme voor het beheer van de productiegegevens (groenestroommeting die momenteel door BRUGEL wordt uitgevoerd). In een tweede fase willen we meer bepaald de behandeling van deze installaties bespreken in het raam van het proefproject (terugkeer op afstand van de productiegegevens en uitwisselingen met het net (afname en injectie,…)) en de aanpassing van de bestaande installaties aan de invoering van deze intelligente meters (bv. communicatie tussen de hoofdmeter en de groenestroommeters). Op termijn wenst BRUGEL dat de volledige meting van de productie van de gecertificeerde installaties, inclusief de warmte, door de DNB of zijn filiaal METRIX wordt uitgevoerd.

5.4 Uitrol van meters met teleopneming: In zijn investeringsplannen die hij jaarlijks aan de Regering ter goedkeuring voorlegt, heeft de DNB al projecten voorgesteld om meters met teleopneming te installeren bij bepaalde industriële grootverbruikers die op zijn HS- en LS-net zijn aangesloten. Het gaat om de AMR22meters voor klanten die voor elektriciteit beschikken over een HS-cabine en de zogenoemde REMI23meters voor klanten van wie het aansluitingsvermogen maandelijks door de DNB moet worden gemeten. Deze projecten voor teleopneming hebben betrekking op de twee energieën: elektriciteit en gas. De voorlopige aantallen te installeren meters voor de periode 2012-2016 werden goedgekeurd door de Regering in het raam van het door de DNB voor deze periode voorgestelde investeringsplan. In het raam van dit investeringsplan voorziet de DNB inderdaad dat vanaf 2012, 3700 meters waarvan de meterstand maandelijks door een medewerker van de DNB wordt opgenomen, zullen worden vervangen door meters met teleopneming. Overigens, zoals eerder werd uitgelegd (zie paragraaf 2.1.4 van dit advies), toont de economische en financiële evaluatie die de DNB heeft uitgevoerd voor de invoering van intelligente meetsystemen in het BHG duidelijk aan dat de uitrol van dit type meters voor de industriële en commerciële gebruikers economisch perfect rendabel is. De meeste verwachte voordelen van dergelijke meters (vermindering van het verbruik en afvlakken van de piek) kunnen immers worden verkregen met beperkte investeringen. Deze meters zijn van het

22 Automated Meter Reading (AMR) is een automatische meteropneming op afstand. Het is een apparaat waarmee de DNB het verbruik van de gebruiker vanop afstand kan lezen (verbruikscurve). 23 Programma voor de vervanging van LS-meters waarvan de meterstand maandelijks wordt opgenomen door meters met teleopneming (de verschillende meterstanden die noodzakelijk zijn voor de facturatie).


10/05/2012

klassieke industriële type, uitgerust met een datalogger voor de transmissie van meterstanden, meer bepaald voor de gasmeters. Op basis van de conclusies van de studie van de DNB, staat BRUGEL gunstig tegenover de invoering van deze meters voor de gebruikers bedoeld in het minimumscenario waarvan de netto geactualiseerde waarde positief is (39 miljoen euro). Tabel I toont het aantal en de specificaties van deze meters en de categorie van de betrokken gebruikers (zie de samenvatting van de studie van SIBELGA voor meer details). Voor de periode 2012-2014 zullen, naast de AMR, alleen de gebruikers met maandelijkse meteropneming in dit project worden opgenomen (basisprojecten “REMI I en II”). Tabel 1: specificaties van de meters met teleopneming voor de projecten AMR en REMI

Segmenten

Elektriciteit

Gas

AMR

3.024 meters 51,41% van de infeed)

84 meters 8,61% van de infeed)

Grootverbruikers (industriële en commerciële verbruikers): Basis-REM I24 , basis-REMI II25



Functionaliteiten Frequentie van de opname door de DNB

Pure metering met een Datalogger voor de transmissie van gegevens Verbruikscurve in D+1 voor AMR

Specificati es

Meterstanden per grootverbruikers

maand

voor

de

5.5 Communicatiesysteem voor de terugkeer van de meetgegevens: Voor de terugkeer van de meetgegevens moedigt BRUGEL de DNB aan middelen te zoeken om over een interoperabel, beveiligd en leefbaar communicatiesysteem te beschikken voor het beheer van de meetgegevens die de intelligente meetsystemen verzamelen. BRUGEL adviseert bovendien om erover te waken dat de veiligheid van de gegevens en het respecteren van de privacy worden geanalyseerd en gevalideerd over de gehele meetketen, van de meter tot de controlekamer van het meetsysteem.

24

Gebruikers met een aansluitingsvermogen van 56 tot 100kVA.

25

Gebruikers met een ander aansluitingsvermogen van 56-100kVA.


10/05/2012

5.6 Tevredenheidsenquête: Een tevredenheidsenquête zou welkom zijn, bij voorkeur in het midden van de testperiode van het proefproject, voor de begunstigden van intelligente meters. Het belang van deze enquête bestaat erin te peilen naar het antwoord van de gebruiker van deze nieuwe uitrusting om onvolkomenheden voorvloeiend uit de nieuwheid van de intelligente meetsystemen eventueel te corrigeren of om daarna beter de middelen die aangewend worden om te antwoorden op de behoeften van deze gebruikers beter af te stemmen op hun behoeften.

5.7 Technische en economische haalbaarheidsstudies en studies over de impact op de privacy: BRUGEL dringt erop aan om tegen 2014 de technische, economische en financiële evaluatie van een gesegmenteerde of algemene uitrol van de intelligente meters over te doen. Het is de bedoeling om deze (momenteel ongunstige) evaluatie over te doen, rekening houdend met de parameters die begin 2014 gekend zullen zijn. Voor deze studie zou het nuttig zijn om verschillende varianten te onderzoeken voor het uitrollingsritme en de keuze van bepaalde segmenten. In deze studie zouden ook scenario’s voor de invoering van elektrische voertuigen en de micro-warmtekrachtkoppelingen moeten worden opgenomen. Ook de impact op de privacy van de gebruikers zou moeten worden geanalyseerd volgens de aanbevelingen van de terzake bevoegde overheden (zie paragraaf 3.5 van dit advies).

5.8 Opvolging van de geïmplementeerde acties: In overeenstemming met artikel 7 van de elektriciteitsordonnantie, die de DNB ertoe aanzet om bij de ontwikkeling van het distributienet de technologieën te bestuderen die noodzakelijk zijn voor de transformatie van de netten naar intelligente netten, alsook de functionaliteiten die noodzakelijk zijn voor de invoering van intelligente meetsystemen, acht BRUGEL het opportuun dat de DNB bij de indiening van zijn ontwerp van investeringsplan ter goedkeuring, de staat van vordering evalueert van de acties voorgesteld voor de periode 2012-2014. In het raam hiervan vraagt BRUGEL de DNB om zijn realisaties op het vlak van intelligente meetsystemen te beschrijven in de ontwerpen van investeringsplannen die hij jaarlijks ter goedkeuring voorlegt aan de Regering. BRUGEL vraagt de DNB om op het einde van deze periode (2012-2014) een overzichtsrapport voor te leggen waarin hij de verschillende uitgevoerde acties en zijn prognoses voor de volgende periode (periode na 2014) beschrijft.


10/05/2012

6 Conclusies : ConclusieIn

een brief van 20 februari 2012 heeft de Regering het advies van BRUGEL gevraagd over de kwestie van de invoering van intelligente meetsystemen in de Brusselse energiemarkt.

Vóór deze vraag en zoals eerder gezegd (zie paragraaf 2.1.6 van dit advies) heeft BRUGEL, in toepassing van artikel 30bis §2 2° van de elektriciteitsordonnantie, zich op eigen initiatief al herhaaldelijk uitgesproken over deze kwestie en haar intentie aangekondigd om een advies te formuleren, na ontvangst van de conclusies van de verschillende studies die voor de Brusselse energiemarkt werden gelanceerd, waarin ze aanbevelingen aan de Regering zal formuleren, meer bepaald met betrekking tot de eisen van de Europese richtlijn 2009/72/EG. Het doel van dit advies is dus aan de Regering een aanbeveling te formuleren die gebaseerd is op elementen die voldoende relevant zijn , die aangepast is aan de Brusselse context en rekening houdt met de nationale en Europese omgeving inzake de implementatie van deze nieuwe meetsystemen. Tijdens het gehele denken overlegproces met de verschillende marktspelers in de energiemarkt, hebben we eerst en vooral getracht ons standpunt te ontwikkelen ten opzichte van de eisen van de Europese richtlijn 2009/72/EG die ons aanbeveelt om voor de installatie van intelligente meetsystemen een economische evaluatie op lange termijn uit te voeren, waarvan de conclusies vóór 3 september 2012 beschikbaar moeten zijn. De bijlage 1 van deze richtlijn voorziet: “De lidstaten zorgen ervoor dat er slimme metersystemen worden ingevoerd die de actieve participatie van de consumenten aan de markt voor levering van elektriciteit ondersteunen. De invoering van dergelijke metersystemen kan worden onderworpen aan een economische evaluatie op lange termijn van de kosten en baten voor de markt en de individuele consument of aan een onderzoek ter bepaling van welke vorm van slim meten economisch haalbaar en kosteneffectief is en welke termijn haalbaar is voor de distributie ervan. Een dergelijke evaluatie vindt uiterlijk plaats op 3 september 2012.” De beslissing van ons Gewest om verschillende economische, sociale en milieugerelateerde evaluatiestudies te lanceren voor de implementatie van dergelijke meetsystemen en de conclusies van deze studies stellen ons in staat om ons te onttrekken aan deze verplichting om bij minstens 80% van de consumenten intelligente meetsystemen te installeren tegen 2020. Alle studies (vier in totaal) gerealiseerd voor de Brusselse markt, waarbij elke studie door een ander studiebureau werd uitgevoerd (zie paragraaf 2.1 van dit advies), hebben immers besloten tot een ongunstige evaluatie voor de gehele waardeketen van de Brusselse energiemarkt. Deze evaluatie blijft ongunstig, zelfs als de uitrol van deze meters wordt overwogen voor enkele segmenten van verbruikers of volgens verschillende scenario’s, van het meest eenvoudige tot het meest volledige op het vlak van functionaliteiten en diensten die aan de gebruikers en de marktspelers worden aangeboden. Uit deze studies blijkt dat, ook al moeten we voorzichtig zijn, gezien de grote onzekerheid over de schommelingsmarges van bepaalde parameters en het feit dat de geldigheid van bepaalde hypothesen niet kan worden bewezen, het duidelijk is dat de installatie van deze nieuwe meetsystemen voor de Brusselse markt een kost voor de eindverbruiker zal genereren die niet in verhouding staat tot de eventuele voordelen die worden verwacht van de actieve participatie van de consumenten aan de markt voor levering van elektriciteit. Bovendien werden meerdere andere essentiële voorwaarden voor de algemene invoering van de intelligente meetsystemen nog niet gecontroleerd en zijn sommige daarvan afhankelijk van SANS_20120510_AVANDERSCHRICK_34386_1.doc 30 / 32

10/05/2012

de efficiëntie van de acties die op Europees niveau worden ondernomen (normalisering, interoperabiliteit, bescherming van de privacy,…enz.): Afwezigheid van normalisering en interoperabiliteit van de meetsystemen: Zoals eerder gezegd (zie paragraaf 3.4 van dit advies), levert het werk dat werd uitgevoerd in het kader van de opdracht die de Europese Commissie aan CEN, CENELEC en ETSI heeft toevertrouwd en die tot doel had een open architectuur te ontwikkelen met communicatieprotocols, die de interoperabiliteit van de systemen toelaat, nauwelijks resultaat op en twijfelen meerdere deskundigen eraan dat er op middellange termijn open standaarden worden ontwikkeld die voor iedereen toegankelijk en bruikbaar zijn. Bovendien zijn de technologieën van de intelligente meetsystemen die momenteel beschikbaar zijn in de markt onvoldoende rijp en zouden ze in de komende jaren snel moeten evolueren onder impuls van verschillende initiatieven, meer bepaald de initiatieven voor de elektriciteitsnetten (EEGI) die aangemoedigd worden onder invloed van het strategisch plan voor energietechnologieën (SET Plan) om de uitrol van technologieën voor intelligente netten te versnellen teneinde de 2020-doelstellingen te bereiken. Veiligheid van de gegevens en bescherming van de persoonlijke levenssfeer: Het is essentieel om zich, vóór de algemene invoering van de intelligente meters, te verzekeren van de veiligheid van het systeem dat zal worden geïnstalleerd, meer bepaald op het vlak van ‘hacking’ (fraude en sabotage) en de vertrouwelijkheid van de gegevens van de gebruikers. Bovendien, gezien de hoeveelheid gegevens die door deze intelligente systemen zullen worden verwerkt en de toename van de processen voor de verwerking van deze gegevens, blijft het risico van aantasting van de privacy bestaan en staan de middelen om de persoonlijke gegevens te beschermen nog niet voldoende op punt. Het toepassingsdomein van intelligente meters is immers nog niet helemaal gekend en er blijven nog veel vragen onbeantwoord, meer bepaald het onderscheid tussen de gegevens die essentieel zijn voor de goede werking van de markt en de gegevens die nuttig zijn voor het verstrekken van bijkomende diensten aan bepaalde eindgebruikers. Definitie van het marktmodel: De grootschalige invoering van intelligente meters zou een nieuw marktmodel vereisen dat in de eerste plaats moet bijdragen aan een betere werking van de energiemarkt door de automatisering van bepaalde processen, met name de acties die betrekking hebben op de opname van het verbruik, de verandering van leverancier en de verhuizen. Toch blijven er nog veel vragen onbeantwoord, met name vragen over de flexibiliteitsmechanismen die moeten worden geïmplementeerd voor een betere integratie van de gedecentraliseerde producties en voor het beheer van de vraag. Op basis van deze conclusies beveelt BRUGEL de Regering aan om niet te kiezen voor de uitrusting met een intelligent meetsysteem bij minstens 80% van de Brusselse verbruikers tegen 2020. BRUGEL blijft bij deze aanbeveling zolang geen enkele andere economische evaluatie tot conclusies komt die verschillen van deze van de vorige studies op basis van de evolutie van de technologische, technische of economische voorwaarden die verbonden zijn met deze meetsystemen.


10/05/2012

BRUGEL adviseert bijgevolg om, via de overleggroep ENOVER, aan de Europese Commissie een gemeenschappelijke coherente visie van België mee te delen die rekening houdt met de afwezigheid van voorwaarden in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest die de implementatie van intelligente meetsystemen vereisen voor minstens 80% van de Brusselse verbruikers tegen 2020.

*

* *

7 Bijlagen 7.1

Samenvatting van de door BRUGEL bestelde studie

7.2

Samenvatting van de door het BIM bestelde studie

7.3

Samenvatting van de studie van SIBELGA


10/05/2012

Potentiële functionaliteiten van Intelligente Tellers in de Brusselse (energie) distributie markt Studie in opdracht van Brugel Mei 2011

Samenvatting van studieresultaten

Disclaimer : Dit document is een samenvatting van de kosten-baten analyse uitgevoerd door Capgemini Consulting op aanvraag van BRUGEL. In deze analyse worden vier scenario's voor de invoering van slimme meters in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest geanalyseerd. Het document geeft niet noodzakelijkerwijs de mening weer van BRUGEL. De inhoud ervan is geheel de verantwoordelijkheid van de auteurs. BRUGEL staat niet in voor de volledigheid en/of juistheid van het document.

Copyright : Alle rechten zijn voorbehouden aan BRUGEL. Gebruik, verspreiding, citeren of reproductie (geheel of gedeeltelijk) van dit document is toegestaan, mits uitdrukkelijke verwijzing naar de bron.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011

Capgemini Consulting in opdracht van Brugel

pagina 2

Voorwoord De EU boekte onmiskenbaar vooruitgang om de doelstellingen betreffende klimaatsverandering en de Kyoto-akkoorden te bereiken. Er is echter nog heel wat ruimte voor verbetering in aanverwante domeinen zoals ondermeer de ontwikkeling en exploitatie van duurzame energiebronnen. Deze doelstellingen en initiatieven passen in een brede context waarbij continuïteit van de energievoorziening een belangrijk punt is voor zowel de EU als België. De continuïteit van de voorziening van gas en elektriciteit is de laatste jaren verbeterd in Europa. Bovendien troffen verschillende landen maatregelen om energieverbruik te verminderen. In recente periodes van koude kampten verschillende landen echter met distributieproblemen en energietekorten. De betrouwbaarheid van transport en distributie van elektriciteit is een belangrijke factor voor het waarborgen van continuïteit van de voorziening. Zowel de evoluerende energiemix als de verbruiksgewoonten van de afnemers hebben een impact op het ontwerp en beheer van de energienetwerken. De nieuwe ontwerpen, de zogenaamde intelligente netwerken, introduceren nieuwe sensoren en digitale apparatuur gebaseerd op de bestaande communicatieprotocollen. Een kwalitatieve ondersteuning door de netwerkbeheerder en overheidsfinanciering is noodzakelijk wanneer deze intelligente netwerken op grote schaal worden geïmplementeerd. De zogenaamde Slimme Tellers in intelligente netwerken bieden accuratere informatie, meer controle en een duidelijk inzicht in het verbruikspatroon. Het laat bovendien toe om een beter evenwicht te vinden tussen vraag en aanbod waardoor de continuïteit van voorziening zal verbeteren. In deze context bestelde Brugel onderhavige comparatieve studie over de potentiële functionaliteiten van intelligente tellers in de Brusselse distributiemarkt. In deze vergelijkende studie verduidelijkt men wat de installatie van deze technologieën wenselijk maakt. Het is bovendien het startschot van een reflectieproces en besluitvorming waarbij verschillende partijen (regionaal, nationaal, Europees) betrokken zijn. Veel leesplezier,

Pierre Lorquet Vice president Capgemini Consulting

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 3

De opdrachtgever :

BRUGEL is de regulator van de gas en elektriciteitsmarkt in het Brussels Gewest. De Commissie wordt bekleed met een opdracht tot verlening van advies aan de overheid over de organisatie en de werking van de gewestelijke energiemarkt enerzijds, en met een algemene opdracht van toezicht open controle van de toepassing van de hiermee verband houdende ordonnanties en besluiten anderzijds. BRUGEL heeft ook haar strategische engagementen vastgesteld. Deze engagementen betreffen de garantie van een "level playing field" voor alle leveranciers in Brussel, een "smart" netwerk van distributie en een sterke bescherming van de consumenten.

Een performante en rechtvaardige energiemarkt garanderen  Controleert de goede werking van de markt en de handhaving van een ‘level playing field’ voor alle leveranciers;  Controleert de nakoming van de openbare dienstverplichtingen door de economische actoren op de markt en dan in het bijzonder van de verplichtingen die een bescherming van de meest kwetsbare delen van de bevolking beogen.

Een efficiënte en duurzame ontwikkeling van het distributienet en het gewestelijk transmissienet voor gas en elektriciteit bevorderen  Controleert de investeringsplannen van de beheerder van het distributienet voor gas en elektriciteit en van de beheerder van het gewestelijk transmissienet voor elektriciteit;  Controleert de naleving van de technische reglementen door diezelfde actoren en vergewist zich van hun overeenstemming met de realiteit op de markt;  Volgt de kwaliteit van de netten op;  Helpt de netbeheerders met de toekomstige en onmisbare transformaties van hun netwerken in het opzicht van een duurzame ontwikkeling (smart grid, smart metering, capaciteit om hernieuwbareenergieën te verwelkomen).

Kwalitatief, nauwgezet en proactief de overheid over de energiemarkt in Brussel adviseren  Brengt regelmatig verslag uit aan het Brussels Parlement over de goede werking van de markt en de bescherming van de armste verbruikers;  Formuleert op haar verzoek of op eigen initiatief adviezen en aanbevelingen aan de Regering over de grote belangen van de energiemarkt.

Optimaal onze bevoegdheid en rol op energievlak uitspelen  Werkt actief samen met de andere Belgische en Europese regulatoren; Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 4

 Adviseert alle vragende partijen van de markt en bevordert de dialoog tussen hen;  Consolideert de informatie die nuttig is voor de verschillende betrokken partijen.

Ten dienste van de bevolking staan  Informeert regelmatig en op een toegankelijke manier alle doelgroepen over hun rechten en plichten;  Ontvangt en verwerkt zo doeltreffend mogelijk de klachten van verbruikers en leveranciers of stuurt deze anders door naar de bevoegde diensten;  Kent binnen de bepaalde termijnen het statuut van beschermde afnemer aan personen met betalingsmoeilijkheden toe.

Actief deelnemen aan de correcte uitvoering van het energiebeleid van het Gewest  Certificeert de fotovoltaïsche en warmtekrachtkoppelingsinstallaties in het Brussels Gewest;  Kent de ‘groene stroomcertificaten’ toe;  Brengt verslag uit aan het Parlement en de Regering van het Gewest over verschillende aspecten van de ontwikkeling van groene energie in Brussel.

Voor meer informatie over de regulator van het Brusselse Gewest, www.brugel.be

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 5

De uitvoerende Partner :

Capgemini, one of the world’s foremost providers of consulting, technology and outsourcing services, enables its clients to transform and perform through technologies. Capgemini provides its clients with insights and capabilities that boost their freedom to achieve superior results through a unique way of working, the Collaborative Business Experience™. The Group relies on its global delivery model called Rightshore®, which aims to get the right balance of the best talent from multiple locations, working as one team to create and deliver the optimum solution for clients. Present in more than 35 countries, Capgemini reported 2009 global revenues of EUR 8.4 billion and employs over 100,000 people worldwide. Capgemini Consulting is the Global Strategy and Transformation Consulting brand of the Capgemini Group, specializing in advising and supporting organizations in transforming their business, from the development of innovative strategy through to execution, with a consistent focus on sustainable results. Capgemini Consulting proposes to leading companies and governments a fresh approach which uses innovative methods, technology and the talents of over 4,000 consultants worldwide. For more information: www.capgemini.com/consulting. With EUR 1.13 billion revenue in 2009 and 12,000 dedicated consultants engaged in Energy, Utilities and Chemicals projects across Europe, North America and Asia Pacific, Capgemini’s Energy, Utilities & Chemicals Global Sector serves the business consulting and information technology needs of many of the world’s largest players of this industry. For more information: www.capgemini.com/energy.

Dankwoord: Brugel en zijn partner Capgemini Consulting bedanken de verschillende actoren voor hun actieve bijdrage aan het succes van deze studie (in alfabetische volgorde): Apère, CGEE, CPAS, CREG, CRIOC, CSC, Cwape, Eandis, Elia, Essent, Electrabel, Febeg, Gazelco, Infor Gazelec, Infrax, Nuon, ORES, Sibelga, IBGE/BIM, SPE, Telenet, Test Achat/Test Aankoop, UCM, Vivaqua, VREG.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 6

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten

Inhoud 1

2

3

4

Inleiding .............................................................................................................................. 8 1.1

Objectieven.......................................................................................................................... 8

1.2

Context ................................................................................................................................ 9

1.3

Aanpak ............................................................................................................................... 11

Systeemdefinitie voor slimme tellers in Brussel.................................................................. 13 2.1

Toepassingsmogelijkheden ............................................................................................... 13

2.2

Technologie ....................................................................................................................... 16

Kosten baten analyse......................................................................................................... 19 3.1

Werkhypothesen ............................................................................................................... 19

3.2

Uitkomsten per scenario ................................................................................................... 23

3.3

Uitkomsten per actor in de waardeketen ......................................................................... 24

3.4

Uitkomsten per segment ................................................................................................... 27

3.5

Sensitiviteitsanalyse .......................................................................................................... 29

Conclusies en aanbevelingen ............................................................................................. 31 4.1

Algemene ontvouwing ...................................................................................................... 31

4.2

Alternatieven ..................................................................................................................... 32

4.3

Risico’s ............................................................................................................................... 33

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 7


1

Inleiding

Deze studie omtrent intelligente tellers voor de Brusselse regulator Brugel - uitgevoerd door Capgemini Consulting- heeft tot doel een oriëntatiestudie aan te bieden die de regulator zal toelaten om adviezen te formuleren betreffende een eventueel gefaseerde of totale uitrol van de intelligente tellers in Brussel. Het onderwerp van de opdracht betreft een studie naar de potentiële functionaliteiten van intelligente tellers in de Brusselse (energie) distributiemarkt. Brugel wenst informatie te verzamelen ter ondersteuning van haar beleids- en inhoudelijke beslissingen. 

Beleidsbeslissingen hebben betrekking op maatregelen ter ondersteuning van de realisatie van de inhoudelijke beslissingen



Inhoudelijke beslissingen hebben betrekking op de systemen van intelligente tellers zelf: technische aspecten, marktwerking, …

De studie kadert in de voorzichtige aanpak die Brugel verdedigt in haar advies van 5 juni 2009 met betrekking tot de invoering van “smart metering” in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. Het advies stelt voor om de gewenste functionaliteit van intelligente tellers te bestuderen alvorens tot een algemene implementatie van intelligente tellers over te gaan. 1.1

Objectieven

Deze studie beantwoordt dus een veelvoud van vraagstukken met betrekking tot zowel de functionaliteiten als kosten-baten van slimme tellers voor Brussel. De figuur hieronder is opgevat als een leeswijzer die elke lezer toelaat om de voor hem/haar meeste interessante antwoorden gemakkelijk terug te vinden in dit rapport:

Een eerste inleidende hoofdstuk start met de driedubbele context van slimme tellers en het kader van actoren waar deze studie zich op richt. Daarnaast wordt er een basisarchitectuur voor slimme tellers voorgesteld en wordt de gevolgde methodiek kort toegelicht.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 8

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Na het inleidende deel wordt in hoofdstuk 2 een overzicht gegeven van de belangrijkste toepassingsmogelijkheden –zogenaamde use cases– van slimme tellers in Brussel. Naast een uitgebreide lijst van toepassingsmogelijkheden worden 11 use cases gekozen en dieper geanalyseerd. Deze keuze werd gemaakt op basis van de standpunten van de verschillende belanghebbenden zoals die zijn opgetekend tijdens interviews. Daarna worden de verschillende drijfveren voor het invoeren van slimme tellers gebruikt om een logische groepering van use cases te maken in 4 scenario’s waarvoor de verschillende functionaliteiten en communicatietechnologie wordt bepaald. Met hoofdstuk 3 start het deel van het rapport waarin alle inzichten worden samengebracht en er op holistische wijze een kosten-baten analyse wordt gemaakt voor 4 verschillende scenario’s. Elk van deze scenario’s is een unieke combinatie van use cases en bijhorende meterconfiguraties met bijhorende veronderstellingen. De uitkomsten worden op verschillende dimensies vergeleken, geïnterpreteerd en afgerond met een sensitiviteitsanalyse. Hoofdstuk 4 sluit deze studie af met conclusies en aanbevelingen over alle hoofdstukken heen. 1.2

Context

Regelgeving Qua regelgeving kan men stellen dat deze studie een driedubbele context heeft. De figuur hieronder toont de belangrijkste aspecten op vlak van regelgeving in Brussel, de regio en Europa:  Brussel -

Brussels gewest wil regels over “Smart Metering” vastleggen in technische voorschriften en investeringsplannen van de DNB Rekening houden met advies Brugel uit 2009: • • •

Hoofdschakelaar staat vóór de meter Bestaande behuizing sommige aansluitingen niet geschikt 3 fasige netten 230V zonder nulleider, quasi overal 2 fasig

 Regulatieve context vanuit de Regio -

Nastreven van geharmoniseerde Europese energiemarkt • •

-

Vereenvoudiging marktprocessen Verhogen concurrentie, verlaging kosten zonder veiligheid in gedrang

Bescherming eindgebruiker, promotie hernieuwbare energie & uibouw “demand response” systemen

 Europa -

20/20/20 doelstellingen Richtlijn 2006/32/EG •

-

• • • •

-

Facturering gebaseerd op actueel daadwerkelijk energieverbruik, frequent genoeg om eigen verbruik te regelen

Richtlijn 2009/72/EG & 2009/73/EG Sterke aanbeveling om energie-efficiënte bevorderen, bv. door het aanbieden van diensten of innovatieve prijsformules, door invoering slimme metersystemen dan wel slimme netwerken kosten-baten analyse slimme metersystemen tegen 3/9/2012 Indien positief, Invoering slimme tellers tegen 2020 voor minstens 80% consumenten Interoperabiliteit

EU M/411 Smart Metering Mandate: Europese standaarden voor een open architectuur voor slimme energiemeters

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 9

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Waardeketen en segmenten Deze studie is opgevat binnen een breed deel van de waardeketen en richt zich qua kosten-baten specifiek tot de volgende actoren: distributienetbeheerder, energieleverancier, afnemers, regulator en ten slotte de maatschappij als geheel. Om voldoende diepgang te brengen werd de groep van afnemers opgesplitst in de volgende segmenten:        

Beschermde afnemers / consumenten met stroombegrenzers Residentieel kleiner dan 2000kWh Residentieel tussen 2000-5000kWh die huurder zijn Residentieel tussen 2000-5000kWh die eigenaar zijn Grote residentiële met meer dan 5000kWh Prosumenten (zij die naast consument ook produceren, bijvoorbeeld dmv. Zonnepanelen) Kleine ondernemingen met aparte teller zonder verplichte AMR1 Andere ondernemingen op hoogspanning zonder AMR

Deze segmenten zijn zo opgevat dat voor elk aparte veronderstellingen kunnen worden neergezet per kostenen batendrijver. Referentie situatie Een kosten-baten analyse wordt steeds berekend ten opzichte van een bepaalde referentie situatie (soms ook wel referentie-alternatief genoemd). In dit referentie –alternatief wordt de situatie zoals die zich de komende periode zou voordoen zonder dat slimme meters zouden ingevoerd worden als baseline genomen (met inbegrip van alle werken die reeds gepland of beslist zijn voor de komende jaren). Hieronder vallen voornamelijk: 

Het voorzien van alle bedrijven tussen 56 en 100 kVA van een automatische maandelijke uitlezing (voor dit segment zijn er dus geen bijkomende kosten noch baten te verwachten bij het invoeren van slimme tellers)



Demografische evoluties (over de verschillende doelgroepen) volgens de meest recente voorspellingen voor Brussel



Smart Home devices zijn ontwikkeld en beschikbaar voor de eindgebruiker (maar misschien nog niet toegankelijk voor iedereen)

Ontwikkelingen die niet zijn meegenomen Daarnaast zijn er ook enkele voorziene ontwikkelingen die niet zijn meegenomen wegens te onduidelijk voor Brussel: 

Warmtepompen zijn een goede alternatieve verwarmingsbron en hebben zeker tegen 2030 een groot potentieel. Hierdoor zou er een verschuiving van gas naar elektriciteit plaats kunnen vinden, maar het efficiëntievoordeel zal misschien deels teniet gedaan worden doordat de installaties ook voor koeling gebruikt zullen worden. Daarbij is ook de adoptiegraad en snelheid te onzeker om dit goed mee te kunnen nemen in deze studie.

1

AMR staat voor Automatic Meter Reading en is reeds ingevoerde techniek om voor bepaalde grote bedrijven op electronische wijze de meterstanden maandelijks door te sturen Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 10

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten 

Elektrische voertuigen zouden op lange termijn het elektriciteitsverbruik kunnen verdubbelen, maar de inburgering wordt pas verwacht tegen 2020/2030. Daarbij komt dat zowel de technologie, het business concept van herladen en de bijhorende informatiestromen nog immatuur zijn. Een bijkomende reden om elektrische voertuigen niet mee te nemen in de kosten-baten analyse is de verwachting dat de intelligentie meer zal zitten in het elektrische voertuig zelf en/of de laadpaal dan in de slimme teller.



Warmtekrachtkoppelingen op basis van gasmotoren zijn vooral gedreven door prijsevoluties op internationaal vlak en zijn dus moeilijk te voorspellen. Bovendien is de link tussen slimme tellers en warmtekrachtkoppeling relatief minder sterk.

Referentiearchitectuur Qua context van deze studie is er ook een referentiearchitectuur neergezet voor slimme tellers op basis van de meest gangbare oplossingen in de markt. Deze bestaat uit twee grote delen: het Data Collectie Systeem (DCS) aan de kant van de afnemer, en het Data Management Systeem (DCM) aan de kant van marktpartijen zoals ondermeer de distributeur en leveranciers. Beide systemen communiceren met elkaar via één van de 5 mogelijke gangbare technologieën of een combinatie hiervan, naar gelang het vereiste performantieniveau. Data Management Data Management Systeem (DCM) Systeem (DCM) Afleiden van Afleiden van Verzamelen verbruiken voor en verbruiken voor beschikbaar facturatie en facturatie en stellen andere andere meterstanden commerciele commerciele processen (Distributieprocessen netwerk(Leveranciers) (Leveranciers) operator)

…

Verzamelen en beschikbaar stellen meterstanden

Data CollectieSysteem (DCS)

beeld van de meest gangbare oplossingen in de markt Data CollectieSysteem (DCS) beeld van de meest gangbare oplossingen in de markt

(DistributieDraadgebonden IP netwerkPLC operator) GPRS UMTS Meshed RF WIMAX

…

Deze referentiearchitectuur gaat uit van één enkele modulaire meetopstelling met een aparte meetmodule voor elektriciteit en gas waarbij een gemeenschappelijk communicatiekanaal gebruikt wordt waar mogelijk. Daarnaast wordt een apart en onafhankelijk kanaal weerhouden voor informatie-uitwisseling met de leverancier, bijvoorbeeld door middel van een In-Home display. 1.3

Aanpak

Deze studie vertrekt vanuit de drijfveren en toepassingsmogelijkheden van slimme tellers, uitgedrukt in use cases. Er kunnen meerdere fundamentele keuzes gemaakt worden qua opzet van slimme meters die elk een danig verschillende uitkomst zullen hebben zowel qua baten als qua kosten. Daarom worden eerst een aantal van deze fundamentele keuzes vertaald in 4 mogelijke scenario’s, gebaseerd op verschillende drijfveren voor het invoeren van slimme meters. Op basis van deze drijfveren wordt elk scenario verder gedefinieerd qua set van samenhangende use cases (toepassingsmogelijkheden), de daaruit volgende functionaliteiten en performantieniveau’s. Pas Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 11

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten daarna wordt de kosten-baten analyse voor elk van de 4 scenario’s uitgerekend op basis van het rekenmodel van Capgemini Consulting voor slimme tellers. De achterliggende veronderstellingen en de uitkomsten worden dan per scenario bekeken. Vooral de vergelijking tussen de verschillende scenario’s levert interessante inzichten op. Daarbij nemen we telkens de nuance tussen de verschillende actoren en segmenten van eindgebruikers in overweging indien relevant. Ten slotte wordt ook een sensitiviteitsanalyse uitgevoerd om de meest gevoelige parameters naar boven te halen met het oog op specifieke aanbevelingen. De uitkomsten van het model worden in alle dimensies geanalyseerd en gecomplementeerd met de kwalitatieve inzichten zoals risico’s en alternatieven om zo tot genuanceerde uitspraken te komen omtrent het fundamentele vraagstuk betreffende de mogelijke investering in slimme tellers in Brussel. Deze gevolgde methodiek wordt schematisch weergegeven in onderstaande figuur:

Definitie scenario’s

Kosten-baten analyse

Impact batengebieden per scenario

Long list van 54 use cases (Hst 2)

Drijfveren voor invoeren slimme tellers

4 sets van samenhangende use cases

Analyse 11 use cases + long list

Vereise functionaliteit en performantie

Impact kostendrijvers per scenario

Analyse functionaliteit & technologie

Interpretatie

Kwalitatieve inzichten

Kosten en baten analyse per scenario op basis van Capgemini model      

Uitkomsten, conclusies & aanbevelingen

Genuanceerde veronderstellingen Vergelijking scenario’s Inzichten actoren & segmenten 1 solide analyse model Inzichten sensitiviteit Combinatie kwantitatieve en kwalitatieve elementen

Deze studie is gebaseerd op een zeer uitvoerige lijst van 129 documenten en bronnen en werd aangevuld met inzichten vanuit 20 interviews met vertegenwoordigers vanuit al de belanghebbende actoren: regulator & overheid, netwerkbeheerders uit elk gewest, leveranciers en belangenorganisaties voor residentiële-, professionele- en sociale gebruikers. Over het algemeen staan de geïnterviewde partijen zeer positief ten opzichte van de studie die door Brugel werd gevraagd. Het belangrijkste probleem met de intelligente tellers is de onduidelijkheid van de situatie vóór de studie. De geïnterviewden hopen dat de studie duidelijkheid zal scheppen over de verschillende aspecten rond intelligente tellers en een duidelijker beeld zal bieden van de kosten en baten maar vooral wie de kosten zal dragen. De aanpak met business use cases wordt gezien als een vooruitgang. Het is beter om eerst te bepalen wat het belangrijkste nut is van een vervanging van de huidige tellers en dan pas te kijken welke teller daarvoor nodig is. Ook segmentering van eindgebruikers wordt gezien als een belangrijk element. Voor de meeste geïnterviewde partijen is het zeer waarschijnlijk dat voor sommige groepen een intelligente teller nuttig kan zijn maar voor andere hoegenaamd niet.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 12


2

Systeemdefinitie voor slimme tellers in Brussel

2.1

Toepassingsmogelijkheden

2.1.1 Drijfveren en scenario’s voor slimme tellers Er bestaan verschillende mogelijkheden voor het invoeren van slimme tellers in Brussel. Om hierin op heldere wijze inzicht te verschaffen werd gekozen om de verschillende mogelijke drijfveren als basis te nemen om een gelimiteerde set van realistische scenario’s te definiëren. Een eerste belangrijkste drijfveer is marktwerking. Alle landen die reeds begonnen met de invoer van slimme meters stellen een verbeterde marktwerking voorop als één van de belangrijkste objectieven. Hierbij wordt in eerste plaats gedacht aan voordelen voor de eindverbruiker (bijvoorbeeld procesverbeteringen omtrent verhuizingen, facturatie en leverancierswissels). Een tweede drijfveer richt zich meer op duurzaamheid waarbij de milieu en energie-efficiëntiedoelstellingen vooropgesteld worden met het oog op een lager verbruik en ontweken investeringen in vervuilende bijkomende productiemiddelen. Bij de derde drijfveer, netwerkefficiëntie, wordt de nadruk gelegd op een efficiënter beheer van het elektriciteit- en gasnetwerk. Hierbij wordt ondermeer door actieve sturing en geavanceerde spanningsmeting op elk aansluitpunt een efficiëntere inzet van middelen beoogd met lagere kosten voor ondermeer balancing en piekverbruiken. Ten slotte kunnen slimme meters ook gestimuleerd worden met als doel het bevorderen van commerciële innovatie (bijvoorbeeld nieuwe commerciële diensten van de leveranciers die voorheen onmogelijk waren zoals sterk gemodulariseerde tariefconstructies). Zoals onderstaand schema aantoont, zijn uit deze verschillende drijfveren verschillende scenario’s afgeleid (in oplopende vorm van ambitie en complexiteit) voor kwantificering in deze studie: Drijvers voor slimme meters Marktwerking

Duurzaamheid

Marktwerking verder stimuleren ten dienste van de eindverbruiker

Milieu en energieefficiëntie doelstellingen gedreven door duurzaamheid en bevoorradingszekerheid

Netwerkefficiëntie

Commerciële innovatie

Efficiënt beheer van het energie netwerk

Nieuwe innovatieve commerciële diensten aangeboden door de leveranciers

 

















Scenarios



Basic



Moderate



Advanced



Full

Op deze manier zijn er 4 duidelijk verschillende scenario’s weerhouden met oplopende ambitie:  Scenario 1 “Basic” is het minimale basisscenario waarbij er uitsluitend gemikt wordt op een verbeterde marktwerking. Hiervoor zal de meest basic slimme meter met dagelijkse meting en maandelijkse uitlezing volledig uitgerold worden.  Scenario 2 ”Moderate” is een meer ambitieus scenario waarbij naast de marktwerking bijkomend nadruk gelegd wordt op de verschillende aspecten van duurzaamheid. Om de eindverbruikers meer te stimuleren tot energiebesparingen zullen kwartierwaarden als basis dienen zonder dat deze meer dan één keer per dag doorgestuurd moeten worden. Aangezien PLC eerder krap zal zijn, wordt uitgegaan van communicatie per meter via UMTS.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 13

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten  Scenario 3 “Advanced” legt de lat nog een stuk hoger door ook de netwerkefficiëntie toe te voegen als doelstelling. Hiervoor zal de netwerkbeheerder bijkomende informatie per meetpunt nodig hebben (bv. spanning, frequentie, drukval, …) en zal deze data minstens elk uur beschikbaar gesteld moeten worden om voldoende sturing toe te laten. Hierbij wordt ook actieve sturing mogelijk gemaakt waardoor het netwerk zelf ook slimmer wordt. Als communicatie zal UMTS nog steeds voldoen.  Scenario 4 “Full” gaat uit van de meest ambitieuze uitrol van slimme meters waarbij alle voorgaande objectieven worden ondersteund, met daar bovenop nieuwe innovatieve commerciële diensten vanuit de leveranciers waarvoor de kwartierwaarden quasi realtime moeten worden doorgestuurd. In dit scenario wordt Wimax gekozen voor communicatie waarbij er geanticipeerd wordt dat er tegen de uitrol licenties met voldoende dekking beschikbaar zijn in Brussel. 2.1.2 Toepassingsmogelijkheden binnen de 4 scenario’s Individuele toepassingsmogelijkheden worden in vaktermen dikwijls “use cases” genoemd. Iedere use case stelt een specifieke situatie voor waarbij het gebruik van intelligente tellers een significante verandering teweeg brengt in gebruik ten opzichte van conventionele tellers. Als achtergrond voor deze studie zijn er in totaal 54 verschillende use cases geïdentificeerd, waarna er 11 uses cases zijn aangeduid als “prioritair voor verder onderzoek”. De inzichten hieruit zijn gebruikt als inspiratie voor het vormgeven van de scenario’s en voor het neerzetten van goede werkhypothesen voor de kosten/baten analyse. De 11 prioritaire uses cases voor verder onderzoek zijn zo gekozen dat ze tegelijk een representatief overzicht geven van de belangrijkste prioriteiten en/of aandachtspunten overheen alle actoren met betrekking tot slimme tellers. Zo stellen sommige use cases domeinen voor waar de belangrijkste baten verwacht worden, terwijl andere dan weer meer verband houden met kosten of met bepaalde risico’s die bepalend kunnen zijn voor de keuze of en hoe slimme tellers ingevoerd kunnen worden in Brussel. Voor elk van de 4 scenario’s is er een cross-referentie gemaakt welke van de use cases ondersteund wordt en hoe deze al dan niet zijn meegenomen in de kosten-baten analyse.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 14

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Nummer Use Case

Kernwoord

Benaming Use Case

2

afsluiten

Aansluitingspunt afsluiten (Stopt energie levering / Einde contract)

8

wijzigen huurder

15

juist verbruik

21

modularisatie

33

voorafbetaling

41

realtime

45

actieve sturing

52

productie facturatie

67

laadpaal

83

fraude

86

transport telgegevens

Wijziging van huurder op een aansluitingspunt Toekenning van het juiste verbruik aan een eindgebruiker;(allocatie en reconciliatie proces) Ontwikkeling van product portefeuille door segmentatie/modularisatie tariefaanbod (aangeboden tariefstructuur zijn kostenreflectief afgestemd op typisch verbruikspatroon van eindgebruiker;) Voorafbetaling van energieverbruik (budgetmeters) Energiebesparing door middel van “Realtime” energiebeheer door eindgebruiker. Actieve sturing van de afname door de leverancier (kan eventueel verbonden zijn aan domotica of smart home) Telling van gedecentraliseerde productie voor aparte facturatie doeleinden Meten van de afname door een elektrisch voertuig op publiek domein (laadpaal) Fraude op een meter detecteren; (inclusief bypass) Transport telgegevens van gasteller, waterteller,…

Basic

Moderate

Advanced

Full

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

N

G

G

V

NM

NM

NM

NM

N

N

N

V

NM

NM

G

V

G

V

V

V

N

N

N

NR

G

G

V

V

G

G

G

G

Legende V G NM NR N

Volledig ondersteund een meegenomen in kosten-baten Grotendeels ondersteund en inherent mee in kosten-baten opgenomen Grotendeels ondersteund maar niet rechstreeks meegenomen in kosten-baten Niet rechtstreeks ondersteund en dus niet mee in kosten-baten vervat Niet mogelijk om use case in dit scenario te ondersteunen, ook niet gedeeltelijk of onrechtstreeks

Zo zijn er bepaalde use cases die in alle scenario’s ondersteund worden: het van op afstand aanen afsluiten, het wijzigen van een huurder en het toekennen van het juiste verbruik met geoptimaliseerde allocatie- en reconciliatieprocessen langs de kant van leverancier en distributeur. Deze use cases zijn alle 3 gelinkt aan een betere marktwerking en zijn dus erg belangrijke drijfveren die ondersteund worden vanaf het “basic” scenario. Wanneer men meer modulaire tariefstructuren wil invoeren in functie van verbruikspatronen, is dit niet mogelijk met de maandelijkse uitlezing van scenario “basic” op basis van de huidige PLC communicatietechnologie. Bij het gebruik van UMTS in scenario “moderate” en “advanced” is dit grotendeels wel mogelijk. In de kosten-baten analyse worden de maximale baten echter pas toegekend in het “full” scenario wanneer er quasi realtime communicatie mogelijk is met inbegrip van een in-home display of uitgebreide webinteractie. Vanaf het “basic” scenario is voorafbetaling -met desnoods een tijdelijke leveringsbeperking en/of onderbreking- van op afstand mogelijk. Intelligente budgetmeters -maar vooral begrenzers- hebben duidelijke voordelen ten opzichte van klassieke budgetmeters. Ze zijn niet alleen goedkoper en gebruiksvriendelijker dan klassieke budgetmeters, ze laten ook betere opvolging toevan eindgebruikers die bijstand kunnen gebruiken. Zo kunnen deze gebruikers betalingsproblemen voorkomen. Het Brusselse parlement heeft echter beslist om geen budgetmeters in te voeren in Brussel. De eventuele baten van intelligente tellers op het gebied van pre-payment of budget meters zijn niet van toepassing in het Brusselse kader vermits dergelijke technische oplossingen vandaag niet door de wetgever gesteund worden. Actieve sturing zal de vraag en het aanbod in balans brengen door het vermogen tijdelijk te reduceren bij de consumenten die daarvoor gekozen hebben. In principe moet er in de teller enkel een drempelwaarde ingesteld worden en wordt voor de communicatie bijna uitsluitend gewerkt met een in-home display en/of een aparte module voor actieve sturing die signalen van de energieleverancier ontvangt. Dit is enkel voorzien en meegenomen qua kosten in het “full” scenario, maar inherent ook mogelijk in het “advanced” scenario waarbij bijvoorbeeld sommige consumenten op aanraden zelf een aparte sturingsmodule laten installeren, zoals bij ingebruikname van een warmtepomp. Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 15

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Tellingen van decentrale productie (bijvoorbeeld zonnepanelen) is technisch gezien mogelijk in alle scenario’s. Echter, pas wanneer er kwartierwaarden beschikbaar zijn, zullen de belangrijksten baten zich ten volle realiseren, namelijk het beter inschatten van de klantportfolio door het meten van bruto afname en injectie. Hierbij dient te worden opgemerkt dat deze use case relatief minder van belang is voor Brussel gezien de context (een stedelijke karakter met veel huurders). Het opladen van electrische voertuigen op publiek terrein zal enkel mogelijk zijn wanneer er quasi realtime communicatie is. Echter aangezien we veronderstellen dat de echte intelligentie zal zitten in de laadpaal en/of het voertuig, wordt deze use case niet meegenomen in de kosten-baten analyse. Fraude detectie, -bestrijding en –ontmoediging wordt door intelligente tellers mogelijk in elk scenario. Echter vanaf het “advanced” scenario zijn er hiervoor extra functionaliteiten beschikbaar die hierin een stap verder gaan dan de meer simpele meters uit het “basic” en “moderate” scenario. Het gezamenlijk transporteren van telgegevens voor verschillende energiebronnen is ondersteund vanaf de meest simpele intelligente teller. In theorie kunnen naast gas en elektriciteit ook telgevens voor water meegestuurd worden. In de kosten/baten analyse wordt hiermee geen rekening gehouden door een aantal technische beperkingen zoals de plaats van de waterteller en het versnipperde landschap van actoren in de waterindustrie. 2.2

Technologie

Als use-cases mogelijke toepassingen voorstellen, zijn de functionaliteiten de basishandelingen die een teller kan doen ter ondersteuning hiervan. De onderstaande tabel toont aan dat er reeds bij een basic smart meter enorm veel functionaliteiten zijn ingebouwd: Functionaliteiten slimme meters per scenario

Basic

Moderate

Advanced

Full

Beschikbaar stellen meetgegevens Verzamelen tellerstanden Verzamelen tellerstanden Gas Verzamelen tellerstanden Elektriciteit Verzamelen intervalstanden Elektriciteit Verzamelen intervalstanden Gas Verzamelen leveringsonderbrekingen Uitlezen meterstand Elektriciteit Uitlezen tellerstand Gas Instellen periodieke tellerstanden Instellen geplande tellerstand Instellen intervalmetingen Instellen drempelwaarde Elektriciteit Activeren/deactiveren levering Tonen van verbruiksgegevens Toekennen kwaliteitskenmerken Verzamelen inbreukvaststellingen Synchroniseren van klokken in apparatuur Logging van activiteiten in de meetinstallatie Registreren van fouten in de meetinstallatie (incl. Basis fraudeRegistreren van kwaliteit van levering Firmware upgrades Sleutelbeheer ten behoeve van data beveiliging

V V V V M M V V V V V M V V M (via internet) NB Deels V V V NB NB NB

V V V V V V V V V V V V V V V (via internet) NB Deels V V V NB NB NB

V V V V V V V V V V V V V V V (via internet) NB V V V V V V V

V V V V V V V V V V V V V V V V (via inhome display) V V V V V V V

legende: V=Vereist M=Mogelijk maar niet noodzakelijk NB=Niet Beschikbaar

Een factor die duidelijk meer bepalend is naar gebruik toe is de toegepaste communicatietechnologie. De onderstaande tabel geeft per prioritaire use case aan hoe elke van de 5 meest actuele bewezen communicatietechnologieën zich verhouden op het vlak van kosten en performantie: Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 16


Draadgebonden IP

PLC

GPRS

UMTS

Meshed RF

Wimax

Aansluitingspunt afsluiten (Stopt energie levering / Einde contract)

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Wijziging van huurder op een aansluitingspunt

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Toekenning van het juiste verbruik aan een afnemer; (allocatie en reconciliatie proces)

Fin: +/-

Fin: +

Fin: +/-

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: -

Tech: +

Tech: +

Tech: -

Tech: +

Ontwikkeling van product portefeuille door segmentatie/modularisatie tariefaanbod

Fin: +/-

Fin: +

Fin: +/-

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: -

Tech: +

Tech: +

Tech: -

Tech: +

Voorafbetaling van energieverbruik

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Energiebesparing door middel van “Realtime” energiebeheer door eindgebruiker

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Actieve sturing van de afname door de leverancier (kan eventueel verbonden zijn aan domotica of smart home)

Fin: +/-

Fin: +

Fin: +

Fin: +

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Telling van gedecentraliseerde productie voor aparte facturatie doeleinden

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Meten van de afname door een elektrisch voertuig op publiek domein (laadpaal)

Fin: +/-

Fin: +

Fin: +/-

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: -

Tech: +

Tech: +

Tech: -

Tech: +

Fraude op een teller detecteren; (inclusief bypass)

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Transport telgegevens van gasteller, waterteller

Fin: +/-

Fin: +

Fin: -

Fin: -

Fin: +

Fin: -

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Tech: +

Netbeheer

Milieu

Marktwerking

Prioritaire Use Cases

“Fin” geeft aan of de technologie financieel aantrekkelijk is voor de betreffende use case. “Tech” geeft aan of de technologie toepasbaar is voor de betreffende use case

Technisch gezien biedt draadgebonden IP een oplossing voor alle 11 prioritaire use cases. Echter de praktische en daaruit volgende financiële nadelen (veel contract partners, medium geen eigendom en zwakke fysieke bescherming) maken het geen evidente keuze. PLC voldoet zeker aan de minimale technische eisen zolang er geen kwartierwaarden doorgestuurd moeten worden binnen een korte tijd. Hetzelfde kan gezegd worden van Meshed RF. Voor Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 17

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten deze use cases (aangeduid in het donkergroen) is er een optimale prijs / performantie verhouding. Voor de 2 specifieke use cases waar wel kwartierwaarden voor moeten doorgestuurd worden (aangeduid in groen) geeft zowel GPRS als UMTS een goede oplossing voor de meest betaalbare prijs. Hierbij dient te worden opgemerkt dat UMTS aanzien wordt als de opvolger van GPRS omdat het telecommunicatie netwerk minder belast wordt voor vergelijkbare of betere performantie. Wimax, GPRS en UMTS voldoen aan de minimale technische eisen voor elk van 11 use cases (aangeduid in lichtgroen), maar hebben ieder hun eigen praktische en financiële voor- en nadelen. Zo is zowel GPRS als UMTS een erg volwassen technologie met voldoende aanbieders en een goede performantie. Door het gebruik van SIM-kaarten wordt men wel erg afhankelijk van de vendor en zijn de communicatiekosten relatief hoog. Door de betere beschikbaarheid verkiezen we UMTS boven GPRS, maar daar tegenover staat dat er vandaag minder licentiehouders zijn. Wimax is qua performance nog een hele stap hoger en zal een langere levensduur hebben. Ondanks de volwassenheid van de techniek is er vandaag nog geen commerciële uitbating in Brussel waardoor de hoge introductiekosten en nog onbekende beheerskosten nadelen vormen. Het is echter wel de verwachting dat er licenties in Brussel zullen zijn tegen de eigenlijke invoering van slimme meters. Naar aanleiding van de verschillende “proof of concepts” die momenteel in uitvoering zijn – ondermeer bij Eandis & ERDF - lijkt men de technologische grenzen van PLC te kunnen verleggen. Zo zou de performantie voldoende kunnen zijn om toch kwartierwaarden mogelijk te maken op basis van PLC door toepassing van geavanceerde modulatie en/of filtering. Zeker wanneer deze data slechts 1 keer per dag doorgestuurd wordt. Vandaag is dit echter nog onvoldoende bewezen en blijft de impact qua bijkomende kosten onduidelijk. Daarom werd er bij de scenario’s “moderate” en “advanced” gekozen voor UMTS. Aangezien het “full” scenario de meest doorgedreven implementatie zou moeten voorstellen, werd hiervoor de meest performante en toekomstgerichte communicatietechnologie voorgesteld zijnde Wimax. Uiteraard zullen in de toekomst nieuwere alternatieven op de markt komen die qua kosten-baten interessanter zijn dan de communicatietechnologie die bij de initiële uitrol werd gekozen. Daarom zal in de kosten-baten analyse alvast een eenmalige interventie worden ingecalculeerd om een nieuwe communicatiemodule te installeren op elk adres gedurende de 15 jaar voorziene levensduur van de intelligente teller.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 18


3 3.1

Kosten baten analyse Werkhypothesen

Als basis van de kosten-baten analyse werd het Capgemini rekenmodel gebruikt dat over de laatste jaren heen iteratief werd opgebouwd en verfijnd. De baten en kosten zijn opgedeeld in eenmalige en wederkerende baten en kosten. Elk van de baten en kosten zijn geälloceerd aan de segmenten en actoren. Hierdoor kan een NPV voor elk van deze berekend worden. Dit model heeft zijn waarde bewezen in een veelvoud van studies over de ganse wereld, maar in het bijzonder in West-Europa. Uiteraard zijn de lokale variabelen uitermate belangrijk. Vooraleer we hierop ingaan, volgt een lijst van financiële parameters die gebruikt zijn als algemene werkhypothesen: 

Start implementatie in 2015, uitrolperiode van 4 jaar



Levensduur slimme meters: 15 volle jaren met een jaarlijks percentage van 2% defecten (dus 70% van alle slimme meters niet defect vóór het 16e levensjaar)



Evaluatieperiode 15 jaar (afschrijvingsperiode van slimme meters) vanaf start implementatie



Totale evaluatieperiode voor business case: 20 jaar: 2011 - 2030



Verdisconteringvoet 6,5% (WACC)



Veranderingen in working capital en mogelijke belastingsvoordelen worden niet meegenomen

3.1.1 Segmentatie van de Brusselse markt en geprojecteerd energieverbruik De Brusselse markt wordt getypeerd door het hoge aantal huurders en kleine residentiële verbruikers met daarbij een groot aantal verhuizingen. De gehanteerde groeipercentages voor het energieverbruik zijn gebaseerd op data per segment per jaar vanuit betrouwbare bronnen 2, die specifieke inschattingen maken over Brussel op lange termijn. Dit geeft als resultaat een jaarlijks gemiddeld groeipercentage van 2,1% voor elektriciteitsverbruik voor de tertiaire segmenten en 1,8% voor gas. De percentages over de verschillende segmenten van consumenten ligt met 2,3% iets hoger voor elektriciteit en lager voor gas, namelijk 1,0% gemiddeld per jaar tussen 2011 en 2030. Als we deze vergelijken met de laatste historische gegevens voor de periode 1990-2008 in het Brussels Hoofdstedelijk gewest, dan liggen deze helemaal in lijn met de cijfers uit de laatste energiebalans van BIM3. 3.1.2 Batengebieden De volgende tabel geeft een samenvattend overzicht van de verschillende baten en hoe deze zich verhouden tussen de verschillende scenario’s. De baten werden telkens eerst qua maximale waarde berekend en daarna proportioneel afgeleid voor de overige scenario’s.

2

Bronnen: data Sibelga 2009-2010 / Commission ENERGY 2030, Belgium's Energy Challenges Towards 2030 / Energiebalans Brusselshoofdstedelijk gewest, mei 2010 3 Energiebalans Brusselshoofdstedelijk gewest (mei 2010) pg.100: GJGP 1990-2008 residentieel: 2,3% elektriciteit en 0,9% gas pg.122: GJGP 1990-2008 tertiair: 2,0% elektriciteit en 1,7% gas Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 19


Batengebieden

Basic

Moderate Advanced

Full

Toelichting bij 100% baten: theoretisch reductie mogelijk rond 3%. Echter, volgens Sibelga zal er geen extra capaciteit nodig zijn, dus benefit op nul

0%

0%

0%

0%

Fraude

50%

25%

100%

100%

Energiebesparing

25%

50%

75%

100%

CO2

25%

50%

75%

100%

tussen 0% en 7% energiebesparing naar gelang segment: gewogen gemiddeld van 4,6% voor elektriciteit en 4,9% of gas reductie van 5% van technical losses + aandeel verbonden aan energiebesparingen

Netverliezen

25%

50%

75%

100%

reductie van 10% van de 3,3% technische verliezen (incl. wegvallen techn. verliezen ~ energiebesp.)

100%

100%

100%

75%

75%

75%

100%

100%

reductie van 33% huisbezoeken voor probleemoplossingen + 100% huisbezoeken voor aanafsluiten

100%

100%

100%

100%

reductie van 85% huisbezoeken voor gas en 99% voor elek, beide berekend op 85% aansluitingen met verplichte uitlezing

Balancing

0%

0%

75%

100%

reductie van 10% van de balancing kost die gerekend wordt op de nodige te verwachtte reserve van 2% in 2016 stijgend tot 20% in 2025

Peakshaving

0%

0%

75%

100%

100%

100%

100%

100%

Vermijden netwerk investeringen

Facturatie & klachten via callcenter Huisbezoek door technici Uitlezing tellers

Allocatie en reconciliatie

75% reductie non-techn.losses elek en 50% voor gas

reductie van 50% van calls voor klachten, en vragen omtrent meterstanden en facturatie

reductie van 1uur peakshaving per dag bij kleine ondernemingen en grote residentiëlen uitsparing van 3FTE langs de kant van de distributeur en 3FTE langs leverancierszijde

Kleurlegende: 100% mogelijke baten in rekening 75% mogelijke baten in rekening 50% mogelijke baten in rekening 25% mogelijke baten in rekening

Het eerste batengebied is niet van toepassing op Brussel. Volgens Sibelga zullen er in de toekomst voor Brussel geen verdere investeringen nodig zijn in het netwerk om aan de stijgende vraag te kunnen voldoen, in tegenstelling tot sommige andere landen/regio’s. Doordat deze geplande investeringen verminderd zouden kunnen worden door het lagere verbruik en beter een inzicht in dit verbruik via intelligente tellers, zijn er geen baten in rekening te brengen. Fraude daarentegen is een niet te verwaarlozen batengebied, ook al is de impact hier minder belangrijk dan bijvoorbeeld in Italië waar dit de allerbelangrijkste drijver was voor het invoeren van slimme tellers. De maximale reductie van fraude is 75% voor elektriciteit en 50% voor gas door het vermijden en een snellere detectie van verschillende soorten fraude als ook door meer correcte telling van het verbruik. Energieverbruik is een erg belangrijk maar ook omstreden batengebied: in de literatuur is er immers geen duidelijke en onweerlegbare informatie over bewezen besparingen die uitsluitend kunnen toegewezen worden aan de uitrol van intelligente tellers. Cijfers gaan van 0 tot 20%, waarbij in dit rapport waarden zijn weerhouden die gebaseerd zijn op de 20 interviews en dataresearch op basis van 129 documenten, rapporten en bronnen. Enkele voorbeelden: • In klimaatwijken: gemiddelde besparing van 8% • Een recente test in Nederland : 9% voor elektriciteit en 14 % voor gas • De kosten-baten analyses uitgevoerd door een onafhankelijke consultant voor Vlaanderen en Nederland: 1,5 % en 4 % • Recente enquête van VREG: 63 % van de Vlaamse gezinnen gelooft dat er een energiebesparing mogelijk is dankzij de intelligente tellers, van gemiddeld 7 % voor elektriciteit en 5 % voor gas. De bedrijven zien een mogelijke besparing van 5 % voor elektriciteit en 4 % voor gas • Een tweetal kwalitatieve studies uitgevoerd in het Brusselse gaven aan dat de praktische energiebesparing bij de gemiddelde eindgebruiker quasi nihil is Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 20

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten • Het Seas NVE project toonde in Wenen een resultaat van 17,4 % besparing door intensieve opvolging van het gebruik en smart home technieken bij 57000 geregistreerde eindgebruikers die zelf gekozen hebben deel te nemen aan het project Brussel heeft een relatief laag verbruik dus zijn er eerder conservatieve waarden weerhouden die specifiek zijn neergezet per segment en per scenario, met een gewogen gemiddelde van tussen de 1,2 en 4,6% voor elektriciteit en tussen de 1,2 en 4,9% voor gas:

Segment

Energiebesparing Elek.

Energiebesparing Gas

Full

Basic

Full

Basic

Bedrijfszones, supermarkten, grote bedrijfsgebouwen

7%

1,8%

7%

1,8%

Kleine ondernemers aparte teller zonder verplichte AMR

5%

1,3%

5%

1,3%

Prosumenten

2%

0,5%

nvt

nvt

Grote residentiële

7%

1,8%

7%

1,8%

Residentieel, eigenaar

3,5%

0,9%

3,5%

0,9%

Residentieel, huurder

2,5%

0,6%

2,5%

0,6%

Residentieel klein

1,0%

0,3%

1,0%

0,3%

Beschermde afnemers/stroombegrenzer

0%

0,0%

0%

0,0%

Gewogen gemiddelde

4,6%

1,2%

4,9%

1,2%

Commentaar

Vertrekken vanuit verhoogd energiebewustzijn

Kan meer structurele maatregelen nemen dan een huurder

Geen potentieel

Het vierde batengebied, CO2, is hier nauw aan gelinkt. Door de energiebesparing wordt er minder CO2 uitgestoten en moeten er minder compensaties betaald worden. Daarnaast zijn er door een betere configuratie van het netwerk tot 10% reductie van de 3,3% technische verliezen. Slimme tellers zullen ook zorgen voor een betere facturatie en minder klachten die binnenkomen op het callcenter bij de distributeur en leverancier (maximaal tot 50% reductie van alle calls voor klachten en vragen met betrekking tot meterstanden en facturatie). Een deel van de problemen waarbij normaal gezien technici ter plaatse moeten komen, kan bij intelligente tellers van op afstand opgelost worden (tot 33% van huisbezoeken voor problemen en 100% van interventies voor het aanen afsluiten). Ook het overgrote deel van de jaarlijkse fysische meteropnames zal nu automatisch van op afstand kunnen gebeuren. Daarnaast zijn er nog meer technische batengebieden zoals het verminderen van de kosten voor balancing (kosten voor het anticiperen van onevenwicht) en verbeterde mogelijkheden tot peakshaving (afvlakken van pieken). Ook op het proces van de allocatie van verbruik en de bijhorende reconciliatie zijn er tot 3 voltijds equivalente medewerkers te besparen zowel langs de kant van de leverancier als distributeur.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 21

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten 3.1.3 Kostengebieden We vinden vandaag nog steeds een ruim palet aan schattingen qua kostprijs van de uitrol, gaande tot EUR 600 per teller volgens recente studies in Wallonië. Voor Brussel worden cijfers genoemd tussen EUR 200 M en EUR 300 M voor de totale uitrol. Eerdere studies ondermeer door Capgemini houden het bij een gemiddelde kostprijs van EUR 200 per teller, hoewel gesegmenteerde uitrol met Brusselse specificaties (bv. deels zonder nulleider, hogere installatiekosten) inderdaad per teller iets duurder (maar niet heel veel) zou kunnen uitvallen. De verschillende kostenposten zijn ingeschat per scenario, per kostenpost en per segment in Brusselse context. De resulterende waarden zijn samengevat in de onderstaande tabellen: Basic Installation material Installation field service Study, pilot & program management Information systems Totaal investeringskosten (CAPEX)

Per Permeter meter EUR 62,3 80,4 2,9 18,8 164,5

% 38% 49% 2% 11% 100%

PerPer installatie meter EUR 102,8 132,7 4,8 31,0 271,3

% 38% 49% 2% 11% 100%

Training customer service & commun. Planned & unplanned maintenance Information systems maintenance Operational Management Data Transfer & Communication Totaal operationele kosten (OPEX)

0,2 7,9 66,9 18,6 5,2 16,7 115,5

0% 7% 58% 16% 5% 14% 100%

0,3 13,0 110,3 30,7 8,6 27,6 190,5

0% 7% 58% 16% 5% 14% 100%

Advanced

Moderate

Installation material Installation field service Study, pilot & program management Information systems Totaal investeringskosten (CAPEX)

Per meter Per meter EUR % 83,2 41% 90,3 45% 3,3 2% 24,0 12% 200,8 100%

installatie Per Per meter EUR % 137,3 41% 148,9 45% 5,4 2% 39,6 12% 331,2 100%


0,2 7,9 66,8 18,6 7,3 97,3 198,1

0,3 13,0 110,2 30,7 12,0 160,5 326,7

0% 4% 34% 9% 4% 49% 100%

0% 4% 34% 9% 4% 49% 100%





0,2 7,9 66,8 18,6 6,2 70,0 169,7

0,3 13,0 110,2 30,7 10,3 115,4 279,9

Full

0% 5% 39% 11% 4% 41% 100%

0% 5% 39% 11% 4% 41% 100%





0,2 7,9 66,8 18,6 7,8 124,7 226,0

0,4 13,0 110,2 30,7 12,9 205,6 372,7

0% 3% 30% 8% 3% 55% 100%

0% 3% 30% 8% 3% 55% 100%

Deze tabellen tonen aan dat een gemiddelde installatie qua investeringskosten voor Brussel tussen de 267 en 472€ kost. De bijhorende operationele kosten bedragen tussen de 190 en 372€ per gemiddelde installatie over de 15 jaar looptijd, ofte tussen de 13 en 25€ per jaar uitgedrukt in netto contante waarde. Aangezien er bij de meeste installaties zowel een intelligente elektriciteit- als gasmeter geplaatst wordt, moeten de cijfers “per meter” genomen worden om te vergelijken met andere studies. Hierbij zien we dat we onder de symbolische investeringsgrens van 200€4 blijven met elk scenario, behalve voor Full Smart metering waarbij er naast quasi real-time communicatie ook overal In Home Displays voorzien zijn wat de kostprijs per installatie uiteraard sterk opdrijft. De installatie en bijhorend materiaal tellen voor meer dan 84% van de totale Capex kosten terwijl ICT relatief gezien duidelijk minder belangrijk is, met minder dan 14%. De belangrijkste drijvers van operationele kosten zijn uiteraard het geplande en ongeplande onderhoud op de slimme meters en vooral ook de datacommunicatie (voor alle scenario’s behalve voor “basic” scenario waar door het gebruik van PLC de operationele kosten lager uitvallen). 4

Capgemini’s ervaring over alle Smart Metering projecten heen leert dat 200€ aan investeringskosten een goede referentiewaarde is voor vergelijking (afhankelijk van de uitgangssituatie en de Smart Metering ambities) Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 22

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten 3.2

Uitkomsten per scenario

In de volgende grafieken wordt telkens de netto contante waarde getoond van de baten, kosten en het resulterende totaal per scenario voor de Brusselse distributiemarkt in zijn geheel: B. Vermijden investeringen

Basic Kosten en Baten Totaal (NCW, in k EUR) 400.000

200.000

Moderate Kosten en Baten Totaal (NCW, in k EUR) B. Fraude

B. Netverliezen

B. Energiebesparing

B. CO2

Full Kosten en Baten Totaal (NCW, in k EUR) B. Netverliezen

B. CO2

400.000

B. Call Center

B. Netverliezen

B. Energiebesparing

B. Call Center

B. Fraude B. Energiebesparing

B. Huisbezoek technici


600.000

B. Fraude

B. Uitlezing tellers


200.000

B. Balancing

B. CO2

B. Balancing

-

NCW kosten

NCW totaal

-

B. Allocatie & Reconciliatie

NCW baten

400.000 -200.000

NCW kosten

B. Peak Shaving

NCW totaal

NCW baten


C. (on)gepland onderhoud

C. (on)gepland onderhoud

-200.000

C. Operationeel beheer

-158.475

C. Data Transfer & Communicatie

-400.000

NPV

-600.000

-

Advanced Kosten en Baten TotaalNCW (NCW, in k EUR) baten 400.000

-200.000

NCW kosten

-600.000

NCW totaal

B. Fraude

Full Kosten en Baten Totaal (NCW, in k EUR)

-

-200.000

kosten NCW baten

-600.000

B. Energiebesparing

B. CO2

B. CO2 B. Call Center

-180.057

B. Balancing


200.000 NCW kosten


-

C. Klantendienst en communicatie C. (on)gepland onderhoud C. Operationeel beheer

-200.000

NCW totaal

NCW baten

-143.176

-400.000

-600.000

C. Data Transfer & Communicatie B. Allocatie & Reconciliatie C. Installatie materiaal & C. Klantendienst en communicatie technici C. (on)gepland onderhoud C. Training, studie, pilot & C. Operationeel beheer programmabeheer C. Data Transfer & Communicatie C. IT B. Balancing

B. Peak Shaving

C. Installatie materiaal & technici

-800.000




-400.000

C. Klantendienst en communicatie C. (on)gepland onderhoud

B. Energiebesparing

400.000

-79.621

B. Peak Shaving B. Allocatie & Reconciliatie

B. Fraude

B. Call Center

NCW totaal

NPV

B. Netverliezen


-400.000 NCW

C. Training, studie, pilot & programmabeheer C. IT

B. Netverliezen


200.000



B. Balancing

-400.000





200.000

B. Call Center


C. Klantendienst en communicatie


-142.847

B. Peak Shaving

B. Peak Shaving




NPV

NPV

NPV

-600.000

Uit deze grafieken blijkt dat alle scenario’s een negatieve uitkomst hebben. Dit wil zeggen dat puur economische gezien (met de factoren die gekwantificeerd zijn volgens voorgaande veronderstellingen) het project om slimme meters te installeren in Brussel een overblijvende kost vertegenwoordigt van tussen de -80 en -158 miljoen € netto contante waarde. Als we dit relatief afzetten ten opzichte van het aantal eindgebruikers geeft dat een overblijvende kost tussen de 118€ en 233 € NCW per eindgebruiker voor de volledige 15 jaar (uitgaande dat alle kosten en baten evenredig verdeeld worden over het aantal verbruikers zonder rekening te houden met verbruik of andere kenmerken per segment). Daarnaast moet worden opgemerkt dat in deze studie de negatieve gevolgen van de energiebesparing voor alle partijen wel consequent worden meegenomen: volledige besparing aan commerciële waarde voor de eindgebruiker; verlies kostendekking voor de netwerkbeheerder; verlies van nettomarge voor de leverancier; en ten slotte verlies van de 21% BTW voor de gemeenschap. Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 23

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Naast de absolute cijfers is ook de vergelijking tussen de verschillende scenario’s erg interessant: uit de analyse blijkt dat het “Advanced” scenario de meest optimale balans heeft tussen kosten en baten, resulterend in de minst negatieve NCW van -80M€. Zowel het scenario “Basic” als “Moderate” zijn duidelijk minder aangewezen omdat daar onvoldoende baten gehaald worden uit de beschikbare maar deels onbenutte functionaliteiten waarvoor wel quasi volle investeringskosten te betalen zijn. Bij “Full” Smart metering zijn er meer baten maar ook meer kosten waardoor het in absolute waarde vergelijkbaar is met “Basic” & “Moderate”. Door het minst negatieve scenario te belichten, wordt de balans tussen de verschillende kostenen batengebieden duidelijk: Advanced Kosten en Baten Totaal (NCW, in k EUR) NCW Baten NCW Kosten NPV NPV Kosten C. IT C. Training, studie, pilot & programmabeheer C. Installatie materiaal & technici C. Data Transfer & Communicatie C. Operationeel beheer C. (on)gepland onderhoud C. Klantendienst en communicatie Baten B. Allocatie & Reconciliatie B. Peak Shaving B. Balancing B. Uitlezing tellers B. Huisbezoek technici B. Call Center B. CO2 B. Energiebesparing B. Fraude B. Netverliezen B. Vermijden investeringen

-

49.185 4.009 200.368 112.400 8.419 77.170 9.091

3.005 1.703 9.513 15.523 61.133 7.852 15.607 177.102 85.026 4.557

NCW 79.621 11% 1% 43% 24% 2% 17% 2% 1% 0% 2% 4% 16% 2% 4% 46% 22% 1% 0%

Hieruit kunnen we de volgende bevindingen afleiden:  De belangrijkste baten zijn (in volgorde van belangrijkheid): Energiebesparing, Fraude en huisbezoeken van technici. Deze 3 baten gebieden dekken in totaal 84% van alle baten af.  De belangrijkste kostenposten zijn het materiaal en installatie, datacommunicatie meerkost van ongepland onderhoud en ICT. Deze 4 kostengebieden tellen voor 95% van het totale kostenplaatje. 3.3

Uitkomsten per actor in de waardeketen

In de berekening is in eerste instantie het principe gehanteerd dat geen enkele partij kosten noch baten kan doen verschuiven. Kosten blijven met andere woorden bij de partij die ze in eerste instantie moet maken en baten blijven bij de partij bij wie ze rechtstreeks veroorzaakt worden, ongeacht wie er voor geïnvesteerd heeft. Deze situatie komt overeen met een verplichte invoer van slimme tellers zonder enige compensatie of herverdeling van het onevenwicht tussen kosten en baten. Deze situatie is niet realistisch maar wel interessant om de pure impact per actor te analyseren. In de volgende grafieken wordt telkens voor het “Advanced” scenario de impact getoond op elke actor met inbegrip van een breakdown van kostenen batengebieden.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 24

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Regulator

Advanced Kosten en Baten Regulator (NCW, in k EUR) NCW Baten

-50

NCW Kosten

NCW

-100


-150 -200

NPV

-250 -300 -350 -400

De regulator heeft enkel communicatiekosten naar het grote publiek om een zo goed mogelijke acceptatie te bewerkstelligen. Zoals eerder aangehaald, kan een negatieve opstelling vanuit het brede publiek de ontvouwingskosten erg doen toenemen, omdat de baten verder weggeduwd worden terwijl de kosten blijven. Het is dan ook de taak van de regulator om als objectief orgaan het publiek zo goed mogelijk in te lichten en een maximale acceptatie na te streven.

-402

-402 -450

Eindverbruiker & Maatschappij

Advanced Kosten en Baten Maatschappij (NCW, in k EUR)

Advanced Kosten en Baten Klant (NCW, in k EUR)

20.000

450.000 400.000

405.272

405.272

B. Energiebesparing

B. Energiebesparing

15.607

10.000

350.000

NPV

-10.000

250.000

-20.000

200.000

B. CO2

-

300.000

NCW Baten

NCW Kosten

NCW NPV

-30.000

150.000

-40.000

100.000

-50.000

50.000

-54.730

-60.000

NCW Baten

NCW Kosten

NCW

-70.000 -70.336 -80.000

De eindverbruiker betaalt vandaag een bijdrage voor zijn conventionele teller(s) en zonder toelating vanuit de overheid zou de netwerkoperator de extra kosten voor slimme meters niet zo maar kunnen wijzigen. Daarom ziet de eindverbruiker in eerste instantie enkel de voordelen in de vorm van energiebesparing. De Brusselse Maatschappij als geheel ziet de waarde van de CO2 besparing als enige rechtstreekse financiële baat. De eigenlijke energiebesparing werkt puur economisch zelfs negatief, doordat er ook 21% misgelopen wordt op de bespaarde energie.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 25

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Netwerkoperator

Advanced Kosten en Baten DNO (NCW, in k EUR)

B. Netverliezen B. Fraude B. Energiebesparing

200.000

B. Call Center B. Huisbezoek technici

100.000


-100.000


NCW Baten

NCW Kosten

NCW

C. Klantendienst en communicatie C. (on)gepland onderhoud C. Operationeel beheer

-200.000 -300.000 -400.000

-398.928

C. Data Transfer & Communicatie C. Installatie materiaal & technici C. Training, studie, pilot & programmabeheer C. IT

NPV

-500.000

Advanced Kosten en Baten Netwerkbeheerder (NCW, in k EUR) NCW Baten NPV NPV Kosten C. IT C. Training, studie, pilot & programmabeheer C. Installatie materiaal & technici C. Data Transfer & Communicatie C. Operationeel beheer C. (on)gepland onderhoud C. Klantendienst en communicatie Benefits B. Allocatie & Reconciliatie 1.502 B. Peak Shaving B. Balancing B. Uitlezing tellers 15.523 B. Huisbezoek technici 61.133 B. Call Center B. CO2 B. Energiebesparing - 114.566 B. Fraude 72.272 B. Netverliezen 4.557 B. Vermijden investeringen

NCW Kosten NCW - 398.928 32.222 4.009 - 200.368 - 112.400 8.419 77.170 8.689

7% 1% 45% 25% 2% 17% 2% 1% 0% 0% 10% 39% 0% 0% -74% 47% 3% 0%

De netwerkoperator zal geconfronteerd worden met veel meer kosten dan baten. Hierbij zijn vooral de materiaal- & installatiekosten en de datatransferkosten doorslaggevend. Daarnaast vallen in eerste instantie ook de kosten voor training, studie, pilot- en programmabeheer volledig ter hunner laste. Als belangrijkste baten voor de netwerkoperator onderscheiden we: de besparingen in customer service, huisbezoek van technici en uitlezingen van tellers. Terwijl de energiebesparing voor de eindverbruiker een enorm belangrijke baat is, heeft deze voor de netwerkoperator een zeer belangrijk negatief effect omdat zij hierop hun aandeel mislopen (42% van de commerciële prijs excl. BTW). Door deze gemiste inkomsten zal de netwerkbeheerder waarschijnlijk een (groot) deel rechtstreeks kunnen doorschuiven in verhoogde distributietarieven omdat kun kostendekking daalt. In dit deel van studie willen we echter de berekening zuiver houden en transparantie creëren betreffende de invloed op de actoren, alvorens enige kost of baat gedeeld of doorgeschoven wordt. Leverancier

Advanced Kosten en Baten Leverancier (NCW, in k EUR)

Advanced Kosten en Baten Leverancier (NCW, in k EUR) 40.000 B. Fraude 30.000 B. Energiebesparing 20.000 B. Call Center 10.000 -10.000

NCW Baten

-16.963

B. Balancing

NCW Kosten

B. Peak Shaving

NCW

B. Allocatie & Reconciliatie C. IT

-20.000 -30.000

-30.833

-40.000 -50.000

NPV

NPV NPV Kosten C. IT C. Training, studie, pilot & programmabeheer C. Installatie materiaal & technici C. Data Transfer & Communicatie C. Operationeel beheer C. (on)gepland onderhoud C. Klantendienst en communicatie Benefits B. Allocatie & Reconciliatie B. Peak Shaving B. Balancing B. Uitlezing tellers B. Huisbezoek technici B. Call Center B. CO2 B. Energiebesparing B. Fraude B. Netverliezen B. Vermijden investeringen

NCW Baten NCW Kosten NCW - 30.833 16.963

1.502 1.703 9.513

3.926 -

43.268 12.754

100% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 5% 6% 32% 0% 0% 13% 0% -147% 43% 0% 0%

De energieleveranciers zien als belangrijkste baten de dalende fraude en lagere balancing kosten. Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 26

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Ook peak shaving en verbeterende allocatie & reconciliatie zijn voordelen maar tellen minder door. Als kosten ziet de leverancier enkel de ICT investerings- en onderhoudskosten. De belangrijkste post die de balans negatief doet doorslaan is echter de gemiste commerciële marge op het uitgespaarde energieverbruik. 3.4

Uitkomsten per segment

Om scherpe inzichten te verkrijgen aangaande de impact op de verschillende segmenten werd in deze studie gekozen om de impact te bekijken alsof alle kosten en baten die uit slimme tellers voorkomen blijven steken bij de segmenten waar ze aan toegewezen kunnen worden.

Full NCW p

Advanced NCW per segment (in K EUR)

Bedrijfszones, supe

Bedrijfszones, supermarkten, grote …

G

Grote residentiële

Kleine ondern. apa

Kleine ondern. aparte teller zonder … Beschermde … Prosumenten

Resid

Residentieel, eigenaar

Resid

Residentieel, huurder Residentieel klein

R

Bedrijven > 56 kVA

Be

Totaal

-200.000

-150.000

-100.000

-50.000

-

50.000

100.000

-200.000

-150.000

Met andere woorden, deze berekeningen tonen wat er zou gebeuren als alle kosten en baten volledig doorgeschoven worden door alle actoren in de richting van de eindverbruiker. Ongeacht of dit wenselijk of realistisch is, geeft deze analyse een zicht op de meest negatief mogelijke impact per eindgebruikerssegment. Uit de voorgaande grafieken blijkt dat er wel degelijk segmenten bestaan waarvoor zelfs in het minst favorabele geval de uitkomst nog steeds positief is! Dit geldt namelijk voor de volgende segmenten:  Bedrijfszones, supermarkten , grote bedrijfsgebouwen  Grote residentiële  Beschermde afnemers / stroombegrenzer Voor het segment “Grote Residentiële” wordt de positieve uitkomst vooral gedreven wordt door de energiebesparing en de verminderde technische verliezen. Ook het segment “Beschermde afnemers / stroombegrenzer” is steeds (lichtjes) positief omdat de baten uit het verminderd ter plaatse komen voor aanen afsluiten wat qua netto contante waarde nog steeds groter is dan de kosten. Het hoge verhuispercentage doet immers veel van deze baten toewijzen aan dit segment voor relatief lage kosten. Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 27

-100.000

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten Langs de andere kant zijn er bepaalde segmenten die in elk scenario negatief tot zwaar negatief zijn en dus het merendeel van de rekening zullen betalen:    

Residentieel klein Residentieel, huurder Residentieel, eigenaar Prosumenten

Dit laatste segment van kleine residentiële eindverbruikers draagt in absolute waarde de grootste overblijvende investering (uitgedrukt in netto contante waarde). De grafiek hieronder toont aan dat dit sterk negatieve resultaat uiteraard komt doordat dit segment groot is, (bijna) geen energiebesparing kan realiseren en wel de volle kosten voor materiaal & installatie aangerekend krijgt. Hun belangrijkste baten (indien dus alles wordt doorgerekend vanuit elke actor) liggen op het vlak van verminderde customer service en het ter plaatse gaan van de technici, bijvoorbeeld naar aanleiding van verhuizen. De volgende tabel toont de impact van de verschillende berekeningen van de uiteindelijke totale netto contante per eindgebruiker, naargelang het scenario en de methode van herverdeling:

Basic

Moderate

Advanced

Full

-143 M€

-158 M€

-80 M€

-143 M€

-211 €

-233 €

-118 €

-211 €

+ 4.124 €

+ 8.469 €

+ 13.304 €

+ 17.694 €

Grote residentiële

+ 126 €

+ 309 €

+ 839 €

+ 1.072 €

Residentieel klein

-372 €

-471 €

-532 €

-663 €

Totale Netto Contante Waarde NCW per gemiddelde eindgebruiker (totale NCW gedeeld door # klanten)

NCW per segment Bedrijfszones, supermarkt … per klant (elke kost en baat apart berekend per klant per segment, zonder herverdeling over de segmenten heen)

Uit deze tabel blijkt dat -zelfs in het minst negatieve scenario Advanced- het kleine residentiële gezin een extra rekening dreigt te krijgen van 532€ in NCW over de 15 jaar levensduur voor het invoeren van slimme tellers in Brussel, wanneer alle kosten doorgerekend zouden worden zonder dat deze herverdeeld zouden worden over de segmenten heen. In de kantlijn dient nog een belangrijke opmerking duidelijk gesteld te worden: deze berekeningen zijn opgesteld in de veronderstelling van een volledige uitrol. Hieruit leren we dat er segmenten zijn met een positieve NCW, wat op zich een positief daglicht werpt op een gefaseerde en/of gedeeltelijke uitrol. Maar deze redenering klopt slechts ten dele omwille van de volgende redenen: 



Een gefaseerde uitrol waarbij er voorrang gegeven wordt aan de meest positieve segment zal inderdaad de baten naar voor halen, wat de uiteindelijke NCW zal doen stijgen. Echter hierdoor zal het efficiëntie-voordeel van deur-tot-deur installatie deels of volledig teniet gedaan kunnen worden. Een meer gedetailleerde analyse kan uitsluitsel geven over het netto-effect van deze twee elementen. Een gedeeltelijke uitrol naar het meest positieve segment zal in eerste instantie meer baten met zich mee brengen. Echter hierbij wordt er vanuit gegaan dat alle kosten zoals ze in

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 28

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten het model zijn uitgerekend, incrementeel toewijsbaar zijn per segment. Ervaring leert dat dit zeker niet volledig het geval is. Zo zal de kostprijs voor het aanpassen van de ICT bij de netbeheerder en leverancier niet lineair dalen bij een kleinere uitrol. Ook hier kan enkel een meer gedetailleerde analyse uitsluitsel brengen over het uiteindelijke netto-effect. Ondanks het feit dat verdere analyse uitsluitsel moet brengen over het exacte netto-effect, geven de resultaten uit deze studie duidelijk aan dat een gefaseerde en/of gedeeltelijke uitrol een significant resultaat zal hebben op de totale netto contante waarde. 3.5

Sensitiviteitsanalyse

De kosten-baten analyse is gebaseerd op de gegevens die tot op heden verzameld konden worden in verband met de mogelijke uitrol van intelligente tellers in Brussel. De informatie die vandaag beschikbaar is over de werking van het distributienet is onvoldoende om de kostenen baten kant van de netwerkbeheerder tot in het uiterste detail uit te rekenen. Het komt toe aan de Brusselse netwerkbeheerder om ten gepaste tijde de berekeningen te verfijnen met de laatste informatie. Het is belangrijk om te realiseren dat de resultaten van de kosten-baten analyse sterk afhankelijk zijn van de onderliggende veronderstellingen. Om inzicht te krijgen in welke van deze veronderstellingen het eindresultaat het meest beïnvloeden, is een sensitiviteitsanalyse uitgevoerd op het scenario “Advanced”. De grafiek hieronder toont de impact op de totale NCW voor de minimale inschatting van elke parameter (in zwart) en voor de maximale waarde (in blauw):

Waardering CO2 14€ per ton in 2015 stijgend tot 25 € in 2020 en 44€ in 2030 Energiebesparing gas (gewogen gemiddelde over segmenten): 4,9% Abonnement communicatie: 15€ per jaar per meter

7€

70€

2,9%

5,9% 21€ 3,15 2,8%

Aantal installaties per dag per FTE: 4,5 Energiebesparing elek (gewogen gemiddelde over segmenten): 4,6% Kostprijs slimme meter elektriciteit incl. Modem: 90€ Kost gepland onderhoud: 100€

9€ 5,85 5,5% 81€

126€ 130€ 60% 3,5% 0,525€ 104€

Percentage reductie non-technische verliezen elek (fraude): 75% Groei consumptie electriciteit gewogen gemiddelde: 2,5% Communicatiekost per MB datavolume: 1,5€ per 4MB Kostprijs slimme meter gas incl. Schakelaar: 80€ Materiaalkosten voor installatie slimme elek+gas meter: 37€ Rentevoet: 6,4% Aantal defecte slimme meters jaarlijks te vervangen: 2% Leverancier ICT kosten: 11,5M€ Netbeheerder ICT integratiekosten: 14M€ Netbeheerder Meter Data Management System: 9M€ Percentage reductie non-technische verliezen gas (fraude): 37,5% Operationeel management MDMS Netbeheerder: 14 FTE % reductie callcenterkosten (50/50 leverancier & netbeheerder): 50% Reductie technical losses: 7,5%

70€ 90% 2,3% 0,225€ 56€ 51,8€ 4,86% 1,4% 6,9M€ 8,4M€ 7,2M€ 45% 9,8FTE 65% 9,75% 23,1 99% 43% 88%

29,6€ 7% 3% 16,1M€ 18,2M€ 10,8M€ 30% 18,2FTE 35% 5,25% 42,9 89% 23% 76%

Implementatiekost (Studie, Pilot & Programma Mgt): 33 FTE over 4 jaar % reductie huisbezoeken voor verplichte meteruitlezing elek: 99% % reductie huisbezoeken voor problemsolving gas & elek: 33% % reductie huisbezoeken voor verplichte meteruitlezing gas: 80% Inhome display of energy box ,software nr TV & smartphone: 0€ -60

-40

-20

-

20

40

60

Impact op Netto Contante waarde (in Miljoen EUR, bij min- en max waarde)

80

Uit de voorgaande tabel leren we dat het energiebesparingspotentieel een zeer gevoelige parameter is (en dus inherent de prijsevolutie erachter) net zoals de communicatiekosten en het aantal installaties per dag. De uitschieter voor de waardering van CO2 houdt verband met de suggestie om de waarde van een certificaat voor windenergie te hanteren.5 Hieruit kunnen we besluiten dat 5

Een certificaat is minstens €90 waard en komt overeen met 456 kg CO2. Hieraan is een maximale prijs van €197/ton gekoppeld.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 29

BRUGEL - Studie Intelligente tellers – Samenvatting van studieresultaten het creëren van bewustwording en acceptatie uitermate belangrijk zijn om de kosten niet uit de hand te laten lopen. Een andere observatie is het feit dat ondanks dat de investeringen op vlak van ICT in absolute waarde groot zijn, de sensitiviteit eerder beperkt is. Met andere woorden, ten opzicht van andere factoren telt ICT relatief gezien minder zwaar mee. Verder onderzoek naar de meest sensitieve parameters is uitmate wenselijk! Ook de inschattingen van de baten kunnen verfijnd worden naarmate meer informatie beschikbaar wordt over de werkelijke baten in die landen waar de uitrol reeds voldoende ver staat en in functie van de ervaringen met diverse proof-of-concepts in België. Dagelijks komt nieuwe informatie ter beschikking die toelaat de berekeningen te verfijnen.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 30


4

Conclusies en aanbevelingen

4.1

Algemene ontvouwing

Met de eerder conservatieve benadering is de kosten-baten analyse voor slimme tellers in Brussel negatief. Daartegen over staan wel een heel aantal additionele niet-gekwantificeerde baten en mogelijke kostenbesparingen zoals:  Inherente voordelen voor eindgebruikers (bv. geen dag verlof voor meteropname)  Mogelijke verhoogde marktwerking leidend tot lagere marktprijzen (voordeel eindverbruiker, netto effect te bekijken)  Vooruitstrevend en ecologisch imago van Brussel als Europese hoofdstad  Belastingsvoordelen (geen netto effect, enkel voordeel voor individuele actor)  Enabler voor verdere interne efficiëntieverbeteringen en internationale energie-initiatieven  Geoptimaliseerde uitrol qua segmenten en functionaliteiten  Verdere schaalvoordelen  Mogelijk valorisatie van ingebouwde functionaliteiten omtrent budgetmeters Dit negatieve saldo dient echter in perspectief geplaatst te worden. De totale netto contante waarde van -80M€ in het minst negatieve scenario houdt “slechts” een netto investering in van 118€ per installatie voor de ganse levensduur, op voorwaarde dat alle kosten en baten evenredig verdeeld worden over de segmenten heen zonder dat er baten blijven plakken bij bepaalde actoren. In het geval dat er geen preventieve beleidsmatige acties ondernomen worden en alle kosten en baten volledig terecht komen bij de segmenten waar ze mee verband houden, dreigt elk klein residentieel gezin een rekening gepresenteerd te krijgen van 532€ uitgedrukt in netto contante waarde over 15 jaar levensduur. Vooral dit vrij duidelijke negatieve resultaat van de kosten-baten analyse voor de groep van kleine gebruikers, die bijna 50% van alle aansluitingen vertegenwoordigen, suggereert om geen overhaaste beslissingen te nemen voor het Brussels gewest. De meeste partijen zijn vandaag de mening toegedaan om niet overhaast met de uitrol van intelligente tellers te starten. Het merendeel van de betrokkenen vraagt om de uitrolstrategie van de drie regio’s (Brussel, Vlaanderen & Wallonië) zoveel mogelijk op elkaar af te stemmen. Een verschillende aanpak en timing kan enkel leiden tot extra kosten voor alle partijen waarvan de meeste op nationaal niveau actief zijn (België is één energiemarkt). Hierbij moeten naast de eindverbruikers, netwerkbeheerder en leveranciers best ook alle andere actoren betrokken worden (energieproducenten, clearinghouses, …). De verwachting is dat de kostprijs van tellers nog zal dalen, ondermeer door toename van uitrol in Europa en meer standaardisering. Daar staat tegenover dat een massale uitrol in West-Europa ertoe leidt dat de vraag het aanbod gaat overstijgen waardoor teller- en vooral installatiekosten juist de hoogte ingaan. Een goede timing is daarom erg belangrijk waarbij er goede anticipatie en interpretatie moet gebeuren van de Europese standaard voor een intelligente teller die ten vroegste tegen einde 2011 zou komen. Communicatie en vooral de technologie erachter kent echter een zeer sterke evolutie zowel qua mogelijkheden, partijen als op het vlak van kosten. Daarom is de belangrijkste aanbeveling die gemaakt kan worden zich niet te verbinden aan een bepaalde technologie maar om keuzes te maken over de nodige communicatiedienst. Deze dienst staat los van eigenaarschap en technologie: zo kan bijvoorbeeld de DNB nog steeds eigenaar blijven terwijl eventueel een derde partij op basis van vaste serviceafspraken zelf de meest relevante technologie kiest, beheert en uitvoert. Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 31


Alternatieven

Het eventueel geleidelijk implementeren van use-cases is niet de aanbevolen optie aangezien de invloed van de gewenste functionaliteit op de kosten relatief beperkt is terwijl de invloed op de baten des te groter is. Een snelle en brede oplossing is dus economisch gezien het beste, als de wetgeving en acceptatie van zowel eindgebruikers als actoren verzekerd wordt. Daarbij kan best gekozen worden voor een geïntegreerde aanpak voor elektriciteit en gas. Op deze manier is er kostenoptimalisatie op het vlak van installatie (gezamenlijke installatie drukt de kosten aanzienlijk) en communicatie (een enkel communicatiekanaal kan worden gedeeld). Er zijn ook tussenoplossingen mogelijk die 2 scenario’s combineren. Zo kan er gedacht worden aan een opstelling die het midden houdt tussen Moderate en Advanced, door kwartierwaarden bij te houden maar deze slechts 1 maal per dag door te sturen op basis van allerlaatste PLC technologie. Vooral als er op deze wijze ook aan peakshaving kan gedaan worden zou het mogelijk kunnen zijn om de kosten te behouden van Moderate en het merendeel van de benefits van Advanced te bereiken. Verder onderzoek zal nodig zijn om deze –of andere varianten- te onderzoeken. Een eventuele gesegmenteerde uitrol is een zeer valabel alternatief ten opzichte van een uniforme aanpak, waarbij enkel (of in eerste instantie) die segmenten van een teller infrastructuur worden voorzien die de grootste baten genereren. Indien de volledige roll-out niet wordt beslist, kan een gesegmenteerde aanpak een manier zijn om Brussel in de schijnwerpers te plaatsen qua klantgerichtheid, vooral dan naar de residentiële klanten toe. De schaalbaarheid van de investeringen (vooral op het vlak van ICT) moet dan wel verder onderzocht worden. Een individualisatie van functionaliteiten (en dus soorten telleropstellingen) per segment is ook steeds mogelijk. Zo zou er bijvoorbeeld voor de kleine residentiële verbruiker een basis slimme teller geïnstalleerd kunnen worden met enkel maandelijkse communicatie terwijl er voor segmenten met meer potentiële voordelen een meer geavanceerde installatie wordt voorgesteld (bijvoorbeeld concept “energy box”). Dit soort combinatiemodellen lijken interessant maar de netto impact qua kosten-baten moet steeds apart onderzocht worden omdat het effect van schaalvoordelen vermindert en de impact op ICT complexer wordt.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 32


Risico’s

De belangrijkste risico’s in verband met ontvouwing zijn:  De partij die de kosten moet dragen kiest een goedkopere oplossing met minder baten voor de ganse waardeketen  Als er te veel nadruk gelegd wordt op besparingen door de partij die de implementatie verzorgt, zou deze partij de installatie zo lang mogelijk kunnen uitstellen/rekken zodat er uiteindelijk een onvolledig systeem wordt opgeleverd waardoor niet alle baten gehaald worden  De huidige stand van zaken mag niet als een vaststaand gegeven beschouwd worden: o De investeringshorizon is 15 jaar of langer, waardoor korte(re)termijninvloed van politieke stromingen een belangrijk risico vormen o Gedurende de implementatie (of nog eerder) zullen er evoluties zijn waarmee rekening gehouden kan/moet worden (bv. nieuwe technologieën, prijsimpact, wetswijzigingen, draagvlak, politieke en/of maatschappelijke prioriteitsveranderingen, …) Onvoldoende of vertraagde acceptatie door de eindgebruikers, wat een zware impact zou hebben op de sensitieve parameter “aantal installaties per dag”. Hierdoor zouden de baten verder kunnen doorschuiven terwijl kosten oplopen. Onvoldoende mentale acceptatie zou daarnaast ook de energiebesparing sterk kunnen drukken terwijl dat net één van de belangrijkste baten is De enige manier om deze risico’s te voorkomen is een intensieve open dialoog voeren tussen de verschillende marktpartijen bij het definiëren van de ambities & kostenverdeling tot en met het uitvoeren van de bijhorende implementatieopzet met als scope de ganse waardeketen. Daarbij moet er extra aandacht gegeven worden aan het aanpassen van de regelgeving & beleid langs de ene kant, en voor communicatie en overtuiging richting de eindverbruikers langs de ander kant. De basis voor acceptatie moet gelegd worden door een duidelijk privacybeleid van elk van de actoren met zo min mogelijk ruimte voor interpretatie en een duidelijke wetgeving op federaal vlak. Hiervoor bevelen we aan om zeker het advies in te winnen van de “Commissie voor de Bescherming van de Persoonlijke Levenssfeer”. Eind april 2011 is een gemeenschappelijke Europese opinie gepubliceerd, waarna er ook vanuit de nationale privacy commissie een verbijzondering zal volgen (zomer 2011). Beide documenten vormen dan ook de ideale leidraad voor een goede privacy impact assessment.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 33


Belangrijkste bronnen gebruikt in deze studie :                   

        



BIM, Energiebalans van het Brussels hoofdstedelijk gewest 2008 BRIO Brussel boordtabellen Brugel, Bestek betreffende een studie naar de potentiële functionaliteiten van Intelligente Tellers in de Brusselse (energie)distributiemarkt Brugel-Advies 20090605-075 de invoering van “smart metering” in het Brussels hoofdstedelijk gewest Brugel, Input rond sociale aspecten van Christoph Demol Brussels hoofdstedelijk gewest – interpellaties commissie voor leefmilieu – 02/02/2010 Capgemini benchmarks Capgemini Smart Meter Valuation Model Capgemini – Smart electricity – threat and promise Capgemini, European Energy Markets Observatory, November 2010 Capgemini Consulting's approach towards Smart Metering, March 2009, Oslo Capgemini inzichten vanuit verschillende Smart Metering studies en projecten (2005-2011) Commission ENERGY 2030, Belgium's Energy Challenges Towards 2030 (june 2007) Deloitte – Eindrapport ontwikkeling van een marktmodel voor de Vlaamse energiemarkt De ontwikkeling van de elektriciteits- en aardgasmarkten in België (CREG, VREG, CwaPE, Brugel) Des compteurs intelligents ? Pas au détriment de la protection de la vie privée, Clara Mennig et Manuel Lambert, Ligue des droits de l’homme, mars 2010 EU Richtlijnen 2009/72/EG, 2009/73/EG en 2006/32/EG European Smart Metering Industry Group website Interviews met: Apère, CGEE, CPAS, CREG, CRIOC, CSC, Cwape, Eandis, Elia, Essent, Electrabel, Febeg, Gazelco, IBGE/BIM, Infor Gazelec, Infrax, Nuon, ORES, Privacy commissie, Sibelga, SPE, Test Achat/Test Aankoop, UCM, Vivaqua, ULB, VREG. KEMA, Domme meters worden slim?, Kosten-batenanalyse slimme meetinfrastructuur Nederland, Augustus 2005 KEMA – Betaalbaarheid en haalbaarheid slimme meters – sanity check – maart 2007 KEMA, Energiemeters worden mondiger, Kosten-baten analyse Vlaanderen, Juli 2008. Sibelga, Basisgegevens Brusselse energiemarkt Sibelga, Jaarverslag 2009 Sibelga, Resultaten Proof Of Concept Verschillende werksessies omtrent slimme meters en hun impact (VIA, FOD Economie, KUL) Verschillende documenten over Brusselse problematiek van verhuizingen (Brugel, CWaPE, FOD Economie, FEBEG, CRIOC, TI KVIV Edegem) Documenten en rapporten over initiatieven en ervaring mbt slimme tellers in andere landen (conventie Vienna 2010, UK – OFGEM – DECC, FR – LINKY, IT – ENEL, SP – IBERDROLA, IRE – ESB, …) VREG, resultaten enquête particulieren en bedrijven 2008 met betrekking tot slimme meters.

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 34


Contactpersonen : Vanuit Brugel :

Vanuit Capgemini Consulting :

Pascal Misselyn Administrateur – coordinateur Bestuurder – coördinator Kunstlaan 46 avenue des Arts B-1000 Bruxelles / Brussel [email protected]

Pierre Lorquet Vice President Energy, Utilities & Chemicals Bessenveldstraat 19 B-1831 Diegem [email protected]

Versie 2.0 NL , 24-05-2011


pagina 35

PwC

EXECUTIVE SUMMARY Inleiding De studie waarvan de resultaten hieronder zijn samengevat, voldoet aan het Bestek van het Brussels Instituut voor Milieubeheer (BIM) van 11/04/2011. Ze ligt in de lijn van de algemene beoordeling van de gevolgen van een grootschalige invoering van slimme meters in overeenstemming met de bepalingen van richtlijn 2009/72/EG 1. Conform het Bestek sluiten de door het advieskantoor PwC uitgevoerde analyses aan bij het werk rond slimme metingen 2 dat reeds werd uitgevoerd in België, en in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest in het bijzonder. Ze hebben uitsluitend betrekking op het segment van de huishoudelijke afnemers. De drie geanalyseerde thema’s zijn respectievelijk: 1.

De sociale aspecten;

2. De milieuaspecten; 3. De kosten-batenanalyse. Hieronder volgt een overzicht van de belangrijkste conclusies.

Synthese aspecten

van

de

economische

en

sociale

Het doel van de studie is een antwoord aan te reiken op de volgende vragen: •

In welke mate is de Brusselse bevolking heterogeen?

Ondanks de hoge graad van verstedelijking wordt het Brussels Hoofdstedelijk Gewest gekenmerkt door een vrij grote heterogeniteit van de bevolking. Dit geldt zowel voor de verdeling van het gemiddelde inkomen per inwoner, de gezinsstructuur en, in het bijzonder, het grote aandeel van alleenstaanden (40 % tot 60 % naargelang van de gemeente) en eenoudergezinnen (25 % tot 35 %), als voor de voorwaarden voor toegang tot de sociale programma’s (5 % tot 15 %). Indien alle andere factoren gelijk blijven, zou de invoering van de nieuwe meettechnologieën tot economische en sociale onevenwichten moeten leiden. Deze zouden vooral het gevolg zijn van de herverdeling van de vaste en variabele lasten die de plaatsing van de slimme meters teweegbrengt, en van de mogelijkheid van valorisatie van de bijhorende diensten (zoals degene die voortvloeien uit een selectievere tariefbepaling). Hoewel de huidige tariefstructuur grotendeels in verhouding staat tot de verbruikte volumes, zullen de slimme meters vooral de afnemers met een hoog verbruik ten goede komen. Het omgekeerde geldt voor de afnemers met een laag verbruik.

1 2

Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en tot intrekking van richtlijn 2003/54/EG. Zie op dit vlak de verslagen opgesteld door BCG voor rekening van Sibelga en door Capgemini voor rekening van Brugel.

Page 1 of 8

PwC

•

Kan de Brusselse stedelijke dimensie gevolgen hebben voor het gebruik van de slimme meters?

De graad van verstedelijking van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest vermindert het voordeel dat de slimme meters kunnen opleveren. Hiervoor kunnen we twee hoofdredenen opgeven: de dichtheid van het net i) beperkt de besparingen die de automatisering van de opnemingen en de interventies ter plaatse kan opleveren, en ii) beperkt de technische verliezen en de risico’s van fraude (met elektriciteitsmeters in het bijzonder). Het eerste punt wordt nog versterkt door het feit dat 52 % van de woningen van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest appartementsblokken zijn waarvoor de opmeting een grote krachtenbundeling vereist (meerdere opnemingen in één gebouw). •

In welke mate zal dit gevolgen hebben voor sociale groepen?

Naast de mogelijke gevolgen voor de afnemers die we hierboven al hebben beschreven, vormt het verlies van banen een van de negatieve elementen die we kunnen toeschrijven aan de slimme meters. Het banenverlies treft de sectoren van de opneming en in mindere mate het onderhoud, voor zover dit laatste op afstand kan worden uitgevoerd. Hetzelfde geldt voor de commerciële administratie. De rechtstreeks en onrechtstreeks gecreëerde banen vallen daarentegen binnen het segment van het (online) netbeheer en op de ontwikkeling en het onderhoud van softwareprogramma’s voor gegevensbeheer. Voor elke gecreëerde baan zou naar schatting ook een (halve of hele) indirecte baan worden gecreëerd. Doordat het Brussels Hoofdstedelijk Gewest een geografisch klein gebied beslaat, zullen de meeste van deze banen niet door lokale ondernemingen worden ingevuld. Hoewel deze cijfers moeilijk af te grenzen zijn, is het overigens niet uitgesloten dat het aantal vragen dat wordt gericht tot de “callcenters” toeneemt, door de grotere bewustwording en waakzaamheid van het publiek. Een ander belangrijk gegeven is dat de gecreëerde banen de geschrapte banen niet zullen compenseren, aangezien deze verschillende banen een verschillend competentieniveau vereisen. Dit punt wordt meer in detail geanalyseerd in de kosten-batenanalyse (sectie IV). •

Wat is de relatieve omvang van de migratiestromen?

Na verloop van 2007 zijn 106 000 personen van woonplaats veranderd binnen het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. Hierbij komen de zowat 56 000 migraties buiten het Gewest. Dit is een hoog cijfer, vergeleken met de totale bevolking ( (1 089 538 inwoners, of 14,4 %). Het externe migratiesaldo maakte het overigens mogelijk een over het algemeen negatief intern migratiesaldo te compenseren, in de loop van de twee voorbije decennia (1988-2007). De grote mobiliteit van de bevolking vormt een element in het voordeel van de installatie van de slimme meters, omdat ze een van de belangrijke functionaliteiten van deze meters nuttig maakt: de uitlezing van verbruiksgegevens van op afstand en de verrichtingen voor het openen 3 en afsluiten van de meters. Een mogelijke daling van de kosten van openen/afsluiten en van de complicaties die de opneming van meterstanden meebrengt, zou in principe vooral voordelig zijn voor minder begunstigde afnemers, vooral indien zij vaker verhuizen.

3

Ten minste voor zover deze vrij kunnen worden uitgevoerd, zonder veiligheidsbeperkingen, een voorwaarde die op dit moment niet vervuld is voor de gasmeters.

Page 2 of 8

PwC

•

Wat zijn de beschikbare hulpmiddelen op het vlak van telecommunicatie?

Indien alle andere factoren gelijk blijven, zouden de huidige hulpmiddelen voor telecommunicatie de toegang tot de slimme meters moeten vergemakkelijken. 72 % van de gezinnen beschikt immers over een vaste lijn 4. Bovendien beschikt 69 % van de gezinnen al over een internetverbinding 5 (wat minder is dan in het Vlaamse landsgedeelte, waar dit cijfer vaak rond de 80 % ligt). Omgekeerd brengt de plaatsing van meters in appartementsgebouwen problemen mee aangezien i) het technisch moeilijk is een display te installeren als de meter ver van de woonruimten staat en ii) de koppeling van de gas- en elektriciteitsmeters die in verschillende gemeenschappelijke lokalen geïnstalleerd zijn een dure aangelegenheid is.

Synthese van de milieuaspecten •

Kan de eindverbruiker zijn verbruik verminderen met de slimme meter?

Vanuit het standpunt van de eindverbruiker is het belangrijk (i) het verbruik van de slimme meter zelf en (ii) de daling van het verbruik die men kan toeschrijven aan de aanwezigheid van deze meter, tegen elkaar af te wegen. Het eigen verbruik van de slimme meter is zeer laag, en ligt op jaarbasis tussen 8,79 kWh en 26,28 kWh per intelligent meetsysteem (eigen vermogen tussen 1 W en 3 W). Het bijkomende verbruik van het communicatiesysteem voor de meetgegevens blijft dus marginaal. Het potentieel voor vermindering van het verbruik door de invoering van slimme meters is beperkt, en ook is onzeker of deze vermindering blijft duren. Dit kan worden verklaard door het feit dat de slimme meter het energieverbruik niet rechtstreeks vermindert, maar de consument alleen maar aanspoort tot een gedragswijziging. •

Zorgen slimme meters over het algemeen voor besparingen op primaire energie en een vermindering van het broeikaseffect?

Hoewel vandaag nog vooral enkeltariefmeters worden gebruikt, kiezen steeds meer mensen voor de dubbeltariefmeter. De grootschalige invoering van slimme meters zou, minstens, moeten leiden tot een

veralgemening

van

het

dubbeltariefsysteem

bij

gezinnen

die

vandaag

alleen

bevoorradingscontracten tegen enkel tarief hebben. Voor eindafnemers die al over de klassieke dubbeltariefmeters beschikken, zouden de gevolgen beperkt zijn. Aangezien de energiebesparingen beperkt zijn, geldt dit ook voor de vooruitzichten op vermindering van het broeikaseffect (BKE). Een gemiddeld gezin zou zijn CO2eq-productie zien dalen met 81 kg tot 488 kg bij gebruik van de slimme meter. Het is echter mogelijk dat het verbruik wordt verschoven van de piekperiodes – die vooral worden gevoed door weinig performante centrales met fossiele brandstoffen – naar periodes waarin de vraag wordt gedekt door een basisproductie die minder broeikasgassen voortbrengt, zoals kernenergie of hernieuwbare energie. In dit geval kan de milieulast dalen ten gevolge een verandering van brandstof, zonder dat daarom ook het absolute verbruik moet afnemen.

4 5

Gegevens 2006. Gegevens 2001.

Page 3 of 8

PwC

•

Wat is de milieu-impact van de installatie/vervanging van de meters?

Door slimme meters te gebruiken, vermijdt men (een deel van de) verplaatsingen met de wagen (ten belope van 850 000 km/jaar in 2010 voor het Brussels Hoofdstedelijk Gewest) die verband houden met de klassieke meters, doordat het niet nodig is de meterstanden ter plaatse op te nemen of de meters te openen en te sluiten, en de vermogensbeheerders te plaatsen en weer weg te halen. Dit zorgt voor een besparing op primaire brandstof, een verbetering van de lokale luchtkwaliteit en een vermindering van het broeikaseffect. De milieu-impact is echter marginaal door de hogere frequentie van de technische interventies (controle, reparatie, enz.) en vervangingen van slimme meters (in het geval van defecten of doordat de levensduur korter is dan die van de klassieke elektromechanische meters). De milieu-impact van de meters op het einde van hun levensduur hangt af van de afvalbeheermethode. De meters kunnen (minstens gedeeltelijk) tot het toepassingsgebied behoren van Richtlijn 2002/96/EG 6 die in het bijzonder de preventie, het hergebruik, de recyclage of andere vormen van nuttige toepassing van afval van elektrische en elektronische apparatuur beoogt. Bij afwezigheid van nauwkeurige gegevens om de milieu-impact te bepalen, lijkt het door de AEEArichtlijn

ingevoerde

wettelijke

kader

garanties

te

bieden

voor

een

milieuvriendelijke

afvalbehandeling. •

Heeft de elektromagnetische straling die de communicatie van de slimme meter voortbrengt, een negatieve impact op de gezondheid?

Gelet op de mogelijke gevolgen voor de gezondheid zijn de normen voor zendantennes en elektronische toestellen die worden gebruikt voor communicatie in het Brussels Gewest met name gebaseerd op de aanbevelingen van deskundigen van de International Commission on NonIonizing Radiation Protection en de Hoge Gezondheidsraad (HGR). Ze houden rekening met een grote veiligheidsmarge om de resterende onzekerheden te dekken. Volgens de huidige kennis lijkt de exploitatie van slimme meters geen groot gezondheidsrisico te vormen. Uitgaande van het voorzorgsprincipe zou het echter nuttig zijn praktijken toe te passen die de blootstelling aan elektromagnetische golven en/of de effecten ervan verminderen, met name met betrekking tot (i) de plaats van de installatie (bron van elektromagnetische golven op afstand zetten), (ii) de frequentie en de duur van de blootstelling (beperken naargelang van reële behoefte)) en (iii) het volume van de gecommuniceerde gegevens (beperken naargelang van reële behoeften).

Synthese van de kosten-batenanalyse De kosten-batenanalyse onderscheidt de evaluaties naargelang van het feit of ze al dan niet steunen op kwantificeerbare criteria. •

Welke

kwantificeerbare

resultaten

kunnen

worden

verwacht

van

de

technologische verandering? De analyse steunt op een actuarieel evaluatiemodel dat, criterium per criterium, de netto actuele waarde onderzoekt van een cashflowplanning die een periode van 20 jaar beslaat. De cashflows houden rekening met het standpunt van de eindafnemers en niet dat van de tussenschakels, conform het voorwerp van de studie. 6

Richtlijn 2002/96/EG van het Europees Parlement en de Raad van 27 januari 2003 betreffende afgedankte elektrische en elektronische apparatuur (AEEA).

Page 4 of 8

PwC

De basishypothese is dat er een volledige invoering komt van de gas- en elektriciteitsmeters van SIBELGA in het investeringsjaar. Alle analyses steunen op nominale, en dus geïnflateerde variabelen. Wat de gunstige impact betreft, kunnen aan de hand van de verkregen resultaten de volgende criteria worden aangestipt. Ze zijn voorgesteld in dalende volgorde van impact in Tabel 1. Waarde 2012

Gunstige criteria

(in €)

Besparingen door automatisering van de opneming

80 143 267

Energiebesparingen door invoering van slimme meters

61 401 019

Callcenter

12 904 472

Administratieve aspecten die verband houden met de opneming

9 948 096

Facturatie

9 166 047

Commerciële verliezen

4 712 934

Technische verliezen

4 613 206

Betrouwbaarder maken van de leveringen

8,85 Tabel 1

De criteria waarvoor ongunstige gevolgen worden vastgesteld, worden hierna in detail voorgesteld (Tabel 2). Ongunstige criteria

Waarde 2012 (in €)

Meerkosten van de meter en kortere afschrijvingsduur

(172 755 400)

Installatiekosten van de meters en de communicatiemodules

(30 328 345)

Onderhoud en vervanging van de geïnstalleerde meters

(23 959 635)

Versterking van de administratieve lasten die verband houden met het beheer en het onderhoud van het IT-gedeelte Gegevenstransmissie en verbruik van de meters /transmissietools

(16 414 362) (9 969 747)

Tabel 2 Het saldo is negatief aangezien het om een negatieve netto actuele waarde van (€ 70 538 436,93) (waarde 2012) gaat. Dit is dus een meerkost voor de eindverbruiker, die wordt geraamd op € 138,82 per gezin voor de bestudeerde periode (20 jaar). Deze resultaten worden verkregen voor een kostprijs van het kapitaal van 5,89 % per jaar. De voorwaarden voor toegang tot financiering variëren echter sterk naargelang van de economische situatie van het gezin. In zeer uitzonderlijke gevallen kan het gaan om kredieten voor ongedekte bedragen voor minvermogende afnemers (debetrente) of credit-opportuniteitskosten in de meer

Page 5 of 8

PwC

bemiddelde segmenten (creditrente). Het overeenkomstige gevoeligheidsbereik wordt beschreven in Figuur 1.

Netto actuele waarde (NAW) volgens actualiseringsrente (rentabiliteit) 0,00%

2,95%

5,89%

8,84%

11,78%

14,73%

17,67%

20.000.000,00 0,00

NAW (€)

-20.000.000,00 -40.000.000,00 -60.000.000,00 -80.000.000,00 -100.000.000,00 -120.000.000,00 Actualiseringsrente (%/jaar) Figuur 1 De nominale rentevoeten zijn hoger in het eerste geval (minvermogende afnemers) dan in het tweede (bemiddelde afnemers). •

Welke niet-kwantificeerbare resultaten vullen de voorgaande analyses aan?

Drie perspectieven worden overwogen: Gunstige criteria op korte termijn 1.

Verbindings-/uitschakeltijd: de vermindering van de tijd die nodig is voor verhuizingen en de bijhorende administratieve lasten, zoals de opneming en verwerking van meterstanden, worden gezien als voordelen voor de eindafnemer.

2. Toegankelijkheid: het wegvallen van beperkingen m.b.t de toegankelijkheid van lokalen opneming van meterstanden, openen/afsluiten van de meters en een deel van de onderhoudsverrichtingen – vormt een van de grootste voordelen voor de eindafnemer. Dit voordeel is echter beperkt in het geval van gasmeters, aangezien het weer openen van een meter om veiligheidsredenen de aanwezigheid van een agent ter plaatse vereist. Criteria die eerder voordelig en/of speculatief zijn op lange termijn 1.

Selectie van leveranciers: het gebruik van interactieve diensten van dit type vormt op dit moment slechts een mogelijke evolutie die nog nader uitgewerkt en bevestigd moet worden. De voordelen die dit kan opleveren, betreffen alleen de middellange/lange termijn en hebben vooral de grootverbruikers voor ogen.

2. Demand Side Management (DSM): de valorisatie van energiebesparingen door slimme meters steunt op verschillende voorafgaande voorwaarden waaraan niet noodzakelijk is

Page 6 of 8

PwC

voldaan. Voorzichtigheid is dus geboden, vooral aangezien het voortduren van gedragseffecten moeilijk te controleren is. Ongunstige of niet in aanmerking genomen criteria 1.

Vooruitbetaling van energiefacturen: de slimme meters bieden de eindafnemer een aantal reële voordelen op het vlak van een flexibelere tarifering, maar de balans is ongunstig door de verplichtingen en beperkingen van het huidige beleid van spreiding van betalingen op basis van een provisioneel systeem.

2. Integratie van domotica: hoewel op lange termijn een gunstige impact kan worden verwacht, zijn de gevolgen van de koppeling van slimme meters en domotica-applicaties op kortere termijn beperkt door de technische en economische beperkingen. Dit verklaart waarom de verwachte gevolgen niet in overweging werden genomen in deze studie. 3. Persoonlijke levenssfeer: voor zover ze worden toegepast, zullen de aanbevelingen betreffende de bescherming van de persoonlijke levenssfeer de positieve gevolgen verminderen die kunnen worden verwacht van de invoering van de slimme meters. Hierbij komt de eventuele meerkost van de beschermingsmaatregelen die gepaard kan gaan met de invoering ervan.

Conclusies De installatie van slimme meters brengt een aantal voordelen mee voor de afnemer. Deze voordelen hebben vooral betrekking op aspecten die verband houden met energiebesparingen en de opneming van meterstanden, met name door de besparingen op arbeid en verplaatsingskosten. Slimme meters kunnen ook gemakkelijker worden geopend en afgesloten bij domiciliewijzigingen, die een belangrijk structureel gegeven vormen in het Brussels Hoofdstedelijk Gewest. De algemene beoordeling van de technologische stroomversnelling leidt echter tot hoge meerkosten voor de eindverbruiker in het geval van een grootschalige invoering, en voor een exploitatieperiode van 20 jaar. Deze meerkost is het gevolg van de hoge impact van verschillende elementen waaronder de investering, het onderhoud en meer in het algemeen de bijkomende kosten van ontwikkeling en exploitatie van de communicatieketen en beheer van de door de slimme meters geregistreerde gegevens. Tot besluit: de gekwantificeerde resultaten leiden over het algemeen tot een ongunstige evaluatie voor de eindverbruiker die wordt geraamd op (€ 70 538 436,93) in netto actuele waarde voor de gebruikte exploitatieperiode (20 jaar). Naast de cijferresultaten wijzen bepaalde niet-kwantificeerbare criteria op een gunstige impact. Zo vallen beperkingen m.b.t. de toegankelijkheid voor de opneming van meterstanden weg, en vermindert de tijd die nodig is voor verbinding/uitschakeling. De invoering van een dynamische facturatie op basis van progressievere tarieven zou evenwel in conflict komen met het beleid van spreiding van betalingen via een provisioneel systeem dat op dit moment is ingevoerd ten voordele van de bevolking. Ook de stedenbouwkundige structuur van het Brussels Hoofdstedelijk Gewest vermindert de eventuele gunstige gevolgen. De concentratie van het woongebied en het grote aandeel van de gemeenschappelijke woongebouwen vermindert het voordeel van de afstandsbediening. Op sociaal vlak verstoort de heterogeniteit van de bevolking van de 19 gemeenten het evenwicht onder de

Page 7 of 8

PwC

potentiële gebruikers, aangezien de voordelen vooral de grootverbruikers ten goede komen. Het verdwijnen van banen (voor de opneming van meterstanden) wordt niet gecompenseerd door verschuivingen door het verschil in vereist opleidingsniveau en het verliespercentage van de keynesiaanse multiplicatoren, aangezien de meeste gecreëerde banen buiten het Gewest of zelfs buiten het land gevestigd zullen zijn. De milieubalans vertoont sterke contrasten. De verwachte voordelen op het vlak van het energieverbruik blijven beperkt voor de eindverbruiker, en hetzelfde geldt voor het verbruik van primaire energie (in het geval van elektriciteit) en de broeikasuitstoot. De gevolgen van de vermindering van de interventies ter plaatse en, bijgevolg, de verplaatsingen, zijn over het algemeen gunstig. Er is geen recyclageplan voorzien voor de afdanking van de huidige meters, maar dit zou anders moeten zijn voor de meters van de nieuwe generatie omdat deze onder toepassing van de richtlijnen voor recyclage van elektronische materialen vallen. Tot slot zijn de gevolgen voor de gezondheid van draadloze verbindingen niet bewezen.

Page 8 of 8

Notes de synthèses du business case smart metering pour la Région de Bruxelles-Capitale

26/09/2011

Structure du document

1

Résumé................................................................................................................................................................. 3

2

Objectif et contexte de l'étude sur le smart metering à la Région de Bruxelles-Capitale.................................. 7 2.1

Objectif de l'étude ....................................................................................................................................... 7

2.2

Contexte de l'étude ..................................................................................................................................... 7

2.2.1 Les objectifs 20-20-20 de l'Union Européenne et l'opportunité de présenter un business case pour le smart metering à la Région de Bruxelles-Capitale.............................................................................................. 7

3

4

2.2.2

Le contexte électrique et la "plaque de cuivre" en Europe ................................................................ 9

2.2.3

Benchmarks smart metering en Europe........................................................................................... 14

Méthodologie de l'étude et scénarios modélisés pour la Région de Bruxelles-Capitale ....................... 21 3.1

Méthodologie générale.............................................................................................................................. 21

3.2

Scénarios choisis pour la Région de Bruxelles-Capitale........................................................ 23

3.3

Paramètres-clés du business case et leurs sensibilités ............................................................................... 26

3.3.1

Les paramètres généraux................................................................................................................... 26

3.3.2

Les paramètres d'investissement....................................................................................................... 30

3.3.3

Les paramètres des coûts................................................................................................................... 32

3.3.4

Les paramètres des bénéfices ............................................................................................................ 38

Résultats du business case ................................................................................................................................. 43 4.1

Résultats du business case pour la collectivité.......................................................................................... 43

4.2

Résultats pour le business case par acteur................................................................................................ 47

5

Comparaison avec l'étude de Brugel................................................................................................................. 48

6

Conclusions ....................................................................................................................................................... 52

7

Annexes.............................................................................................................................................................. 53 7.1

Abréviations............................................................................................................................................... 53

2

1 Résumé L'objectif de l'étude est d'analyser le business case du déploiement du smart meter à Bruxelles. L'Union Européenne exige des États membres qu'ils présentent un business case pour le déploiement des smart meters, faute de quoi les pays seront automatiquement obligés d'exécuter un déploiement des smart meters dans 80 % des foyers d'ici 20201. Cette étude est le résultat d'une étroite collaboration entre Sibelga et le Boston Consulting Group. Une équipe mixte Sibelga-BCG ainsi que plus de 30 experts internes de Sibelga ont œuvré à la préparation de ce rapport par la collecte d'informations sur les investissements et les coûts. Des experts BCG ont contribué à cette étude, notamment via un benchmarking d'autres pays européens où le smart metering a déjà été considéré ou déployé. L'étude examine différents scénarios basés sur les fonctionnalités du smart meter, le type de déploiement et la technologie de communication. Les business cases sont déclinés à la fois pour la société dans son ensemble et par acteur-clé. L'Union Européenne considère que le déploiement du smart meter doit être encouragé pour atteindre les objectifs 20-20-20: Abaisser la consommation d'énergie de 20 % grâce à une meilleure efficacité énergétique 2, couvrir 20 % des besoins énergétiques grâce aux énergies renouvelables et diminuer de 20 % les émissions de gaz à effet de serre d'ici à 20203. La volonté d’accroître la proportion d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables au diagramme de production intermittent, comme l’éolien et le solaire, impose une combinaison de trois mesures d’accompagnement : • des dispositifs permettant d’adapter dynamiquement la demande à l’offre disponible; • la mise à disposition d’unités de production classiques de réserve; • la mise à disposition d’unités de stockage comme des centrales de pompage, batteries, etc. Les compteurs intelligents avec un système de tarification plus souple contribuent à tous ces objectifs en fournissant notamment des incitants dynamiques afin de réduire ou de déplacer la consommation des heures de pointe vers les heures creuses. Ce déplacement permet de diminuer la capacité de réserve de production d'énergie destinée à couvrir les heures de pointe et, dès lors, réduire les coûts de production.

Directive 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur. 2 Sur la base de 2005. 3 Sur la base de 1990. 1

3

Associé à une diminution de la consommation, ce déplacement génère également une baisse des émissions de CO2. Un benchmarking d'autres pays européens montre que le smart metering de manière générale a un business case négatif. Les investissements et coûts d'exploitation des smart meters et de leur infrastructure (communication, gestion des données, etc.) outrepassent les bénéfices (opérationnels, réduction de la fraude, économies d'énergie et déplacement de la consommation, etc.). Seule l'Italie, qui connaît un taux de fraude élevé, a été en mesure de produire un business case positif pour le smart metering. Néanmoins, il est attendu que la majorité des pays et régions européens exécuteront un déploiement généralisé des smart meters électricité. La Suède et l'Italie ont déjà finalisé le déploiement; la France, les Pays-Bas 4, le Royaume-Uni et l'Espagne ont annoncé un déploiement généralisé. En ce qui concerne les smart meters gaz, les décisions concernant le déploiement sont moins avancées. Les bénéfices sont plus limités tant au niveau opérationnel (par exemple, l'ouverture des compteurs restera manuelle pour des raisons de sécurité), qu'au niveau de la réduction de la consommation, ou encore des opportunités commerciales additionnelles. Seuls l'Italie, les Pays-Bas et le Royaume-Uni ont jusqu'ici prévu un déploiement généralisé. Pour la Région de Bruxelles-Capitale, le business case pour un déploiement généralisé pourrait être plus négatif encore que dans d'autres pays ou régions belges. En effet, Bruxelles avec son caractère urbain compte principalement des petits consommateurs résidentiels, et la consommation professionnelle consiste surtout en des usages tertiaires. En conséquence, un plus faible potentiel de bénéfices est attendu que dans les régions industrielles. De plus, les perturbations dues à la production décentralisée seront plus limitées: il y a donc moins besoin d'une gestion de réseau sophistiquée. Enfin, les gains opérationnels seront moindres: par exemple, les frais de déplacement pour les releveurs sont plus faibles que dans les régions rurales. Il est néanmoins judicieux de considérer un déploiement de smart meters pour les raisons suivantes: • La Région de Bruxelles-Capitale pourrait passer à côté de nouvelles technologies pouvant créer des opportunités commerciales futures; • Les consommateurs Bruxellois risquent de subir des prix de l'électricité plus élevés car sans smart meters et possibilités de tarification plus souple, les fournisseurs pourraient se couvrir contre la volatilité croissante des prix de gros via une prime sur les tarifs; • Alors que les régions et pays voisins s'orientent vers le déploiement des smart meters, il est peu concevable pour la Région de Bruxelles-Capitale, en tant

4

Aux Pays-Bas, le consommateur a le droit de refuser le smart meter.

4

que capitale de l'Europe, de faire "cavalier seul" et d'aller à l'encontre de cette tendance fortement portée par les institutions européennes. Quatre scénarios principaux (minimal, intermédiaire segmenté, intermédiaire généralisé, avancé généralisé) ont été modélisés dans le business case pour la Région Bruxelles-Capitale avec différentes variantes selon la durée du déploiement: •

•

• •

Le scénario minimal ne vise que les clients industriels et commerciaux pour lesquels la plupart des bénéfices (réduction de la consommation et lissage de la pointe) sont attendus avec un investissement limité. Les compteurs utilisés sont des compteurs industriels traditionnels avec des data loggers supplémentaires; Le scénario intermédiaire segmenté utilise un smart meter semblable à celui d'ERDF en France5. Le déploiement segmenté est axé sur les segments avec le plus grand potentiel de bénéfices6 comme la réduction ou le déplacement de la consommation de certains segments (par ex. clients industriels). Le smart meter pourrait encore offrir des bénéfices opérationnels, comme la gestion à distance des compteurs pour les sites de consommation dont l'accessibilité est plus hasardeuse. Il pourrait également permettre de développer des opportunités commerciales autour de nouveaux produits et services, comme la gestion des plateformes virtuelles des petits clients industriels, tertiaires ou communaux; Le scénario intermédiaire généralisé utilise aussi un smart meter semblable à celui d'ERDF en France mais avec un déploiement généralisé; Le scénario avancé implique un déploiement généralisé ainsi qu'un compteur sophistiqué comparable à celui d'Eandis.7

Les résultats du business case présentent les conclusions suivantes: • Seul le scénario minimal a une NPV positive de 39 Mio. €; • Les scénarios intermédiaires impliquant un déploiement segmenté présentent une NPV entre - 78 Mio. € et -145 Mio. €; • Les scénarios intermédiaires impliquant un déploiement généralisé présentent une NPV entre - 105 Mio. € et -190 Mio. €; • Le scénario avancé est le plus négatif, affichant une NPV de -325 Mio. €.

5

Fréquence de communication de données journalière, relevé quart-horaire, une structure tarifaire multi-tarif par tranches horaires fixes, port de connexion pour une energy box, le suivi de la consommation par le client via internet, gestion de l'enclenchement/ déclenchement du compteur et d'une limitation de la consommation à distance, détection d'anomalies (pannes, manipulation) via alarme, http://linky.erdfdistribution.fr. 6 Une approche segmentée « à la demande du client » n’est pas envisagée dans la mesure où la proportion de locataires et, partant, la proportion de déménagements est extrêmement élevée en Région de Bruxelles-Capitale (15 à 20% par an) ; il n’est dès lors économiquement pas tenable d’adapter la configuration du compteur suivant la volonté de chaque nouvel occupant. 7 Fréquence de communication de données et relevé quart-horaire, une structure tarifaire multi-tarif par tranches horaires fixes, port de connexion pour une energy box, le suivi de la consommation par le client via internet, gestion de l'enclenchement/ déclenchement du compteur et d'une limitation de la consommation à distance, détection d'anomalies (pannes, manipulation) via alarme, gestion de la demande (demand side management), sur base des plans annoncés en 2010/ début 2011.

5

Avant que les coûts et les investissements ne soient pris en charge par le consommateur final, les résultats du business case par acteur présentent les conclusions suivantes: • •

•

• • •

Les coûts pour les smart meters incombent en grande partie au GRD; Les coûts pour le fournisseur dépassent les bénéfices mais le smart metering et l'energy box peuvent servir de base à des services plus étendus, grâce auxquels ce dernier pourrait générer des résultats additionnels; Le client final y trouve un bénéfice, grâce à une réduction de la consommation et des coûts liée au lissage de la pointe ainsi que grâce à une facturation réduite pour les ouvertures des smart meters. Les segments qui en tirent le plus grand bénéfice sont les clients industriels et commerciaux; pour les petits clients résidentiels, les bénéfices sont plus limités; Le producteur d'énergie perçoit un bénéfice neutre lorsqu'il redistribue la réduction du coût de la production d'énergie; L'impact pour le GRT est neutre; La société profite de la réduction des émissions, mais perd les taxes liées à la réduction de la consommation.

Afin de maximiser les bénéfices du smart metering tout en minimisant les besoins en investissements et en tenant compte des spécificités de Bruxelles, deux choix semblent raisonnables: Le scénario minimal comme le seul positif • Effectuer le déploiement des "smart meters" pour les gros clients industriels et commerciaux; • Evaluer les possibilités technologiques (IT, communication, etc.) "modulables" pour un roll-out très segmenté, focalisé sur les niches les plus rentables (ex. réseaux privés); • Suivre les évolutions du secteur et préparer les équipes de Sibelga à réagir de manière adéquate; • Réévaluer le business case dans 3-4 ans. Le scénario intermédiaire segmenté avec une approche plus proactive • ...avec un déploiement des smart meters gaz uniquement pour les clients industriels; • ...ou avec un déploiement des smart meters gaz en 30 ans.

6

2 Objectif et contexte de l'étude sur le smart metering à la Région de Bruxelles-Capitale 2.1

Objectif de l'étude

L'objectif de l'étude est d'analyser le business case du déploiement du smart meter à la Région de Bruxelles-Capitale. L'Union Européenne exige des États membres qu'ils présentent un business case pour le déploiement des smart meters, faute de quoi les pays seront automatiquement obligés d'exécuter un déploiement des smart meters dans 80 % des foyers d'ici 2020. Cette étude est le résultat d'une étroite collaboration entre Sibelga et le Boston Consulting Group. Une équipe mixte Sibelga-BCG ainsi que plus de 30 experts internes de Sibelga ont œuvré à la préparation de ce rapport par la collecte d'informations sur les investissements et les coûts. Des experts BCG ont contribué à cette étude, notamment via un benchmarking d'autres pays européens où le smart metering a déjà été considéré ou déployé. 2.2 2.2.1

Contexte de l'étude Les objectifs 20-20-20 de l'Union Européenne et l'opportunité de présenter un business case pour le smart metering à la Région de Bruxelles-Capitale

L'Union Européenne considère que le déploiement du smart meter doit être encouragé pour atteindre les objectifs 20-20-20: Abaisser la consommation d'énergie de 20 % grâce à une meilleure efficacité énergétique 8, couvrir 20 % des besoins énergétiques grâce aux énergies renouvelables et diminuer de 20 % les émissions de gaz à effet de serre d'ici à 20209. La volonté d’accroître la proportion d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables au diagramme de production intermittent, comme l’éolien et le solaire, impose une combinaison de trois mesures d’accompagnement : • des dispositifs permettant d’adapter dynamiquement la demande à l’offre disponible; • la mise à disposition d’unités de production classiques de réserve; • la mise à disposition d’unités de stockage comme des centrales de pompage, batteries, etc. Les compteurs intelligents avec un système de tarification plus souple contribuent à tous ces objectifs en fournissant notamment des incitants dynamiques afin de réduire ou de déplacer la consommation des heures de pointe vers les heures creuses. Ce déplacement permet de diminuer la capacité de réserve de production d'énergie destinée à couvrir les heures de pointe et, dès lors, réduire les coûts de production. 8 9

Sur la base de 2005. Sur la base de 1990.

7

Associé à une diminution de la consommation, ce déplacement génère également une baisse des émissions de CO2. Pour la Région de Bruxelles-Capitale, il est judicieux de présenter un business case, notamment pour tester le potentiel d'un déploiement segmenté axé sur les segments pour lesquels les plus grands bénéfices peuvent être attendus. Le smart meter pourrait encore offrir des bénéfices opérationnels, comme la gestion à distance des compteurs pour les sites de consommation dont l'accessibilité est plus hasardeuse. Il pourrait également permettre de développer des opportunités commerciales autour de nouveaux produits et services, comme la gestion des plateformes virtuelles des petits clients industriels, tertiaires ou communaux. Brugel a déjà réalisé une étude pour Région de Bruxelles-Capitale qui compare différents scénarios, mais tous basés sur un déploiement généralisé des smart meters. L'étude montre que certains segments profitent davantage que d'autres du smart metering (particulièrement les segments industriels).10 En Flandre, Eandis préconise un déploiement généralisé accompagné d'un smart meter très sophistiqué11, alors qu'en Wallonie, ORES évalue le potentiel d'un déploiement segmenté.

10 11

Brugel (2010): "Potentiële functionaliteiten van intelligente tellers in de Brusselse (energie) distributie markt". Position annoncée en janvier 2011.

8

2.2.2

Le contexte électrique et la "plaque de cuivre" en Europe

Le contexte électrique en Europe est en mutation: les objectifs 20-20-20 de l’Union Européenne conduiront à un paysage électrique plus décentralisé avec une plus grande volatilité de la production et de la consommation. La capacité de production décentralisée est estimée à ~400 GW pour l'Europe en 2020, contre ~120 GW en 2007 12 (voir Illustration 1). La consommation devrait diminuer de 20% en Europe entre 2005 et 2020 et la Belgique doit contribuer à l'effort à hauteur de 13%13. L'augmentation attendue du nombre des véhicules électriques accroîtra la volatilité de la consommation.

Illustration 1: Forte croissance de la génération décentralisée en Europe

En outre, différents choix technologiques influenceront la production et la consommation de l'électricité versus le gaz: par exemple, le choix des micro-CHP versus les pompes à chaleur. Les illustrations 2 et 3 montrent comment ce nouveau système devient difficile à gérer pour maintenir un équilibre entre la demande et l'offre, tenant compte, selon les conditions climatiques, des différentes sources d'approvisionnement en énergies renouvelables (par ex. éolien, solaire, etc.) et des capacités de réserve de sources d'énergie traditionnelles (par ex. nucléaire, charbon, etc.).

12

Eurostat (2010); Platts UDI database (2011); Eurelectric (2011); analyses BCG, chiffres à prendre avec prudence étant donné la forte dépendance aux avancées technologiques et aux incitations réglementaires. 13 UE (2011).

9

Illustration 2: Scénario 2020 «Changement de paradigme»

Illustration 3: Un système très difficile à équilibrer

Les changements résultent en une triple pression sur les marges de la génération traditionnelle: • Moins d'heures en charge pleine des sources d'électricité traditionnelles grâce à la croissance des énergies renouvelables sous un régime de "must-run"; • Déclin des prix du marché "day ahead" avec une forte volatilité des prix "intraday"; • Coûts d'entretien et maintenance plus élevés dû à l'exploitation de plus en plus fluctuante des centrales traditionnelles (gradient, arrêts et démarrages).

10

En outre, les prix d'électricité devraient devenir encore plus volatiles. L'illustration 4 montre l'exemple du marché allemand où une forte volatilité du niveau des prix a déjà été observée au cours des dernières années. Le nouveau paysage électrique nécessite une gestion plus sophistiquée de l'équilibre de l'offre et la demande via l'introduction des technologies "intelligentes" (voir illustration 5): • Distributed energy dispatching: des outils d'orchestration de la combinaison des différentes sources d'énergies renouvelables et traditionnelles, de la capacité de réserve et des unités de stockage; • Distribution automation et demand side management: des outils de suivi et des interrupteurs intelligents (plateformes de gestion "virtuelle") pour réguler la production décentralisée (ex. micro CHPs, virtual power plants) et la consommation variable et pour contrôler la volatilité du voltage dans le réseau afin d'éviter les pannes majeures; • Smart metering et home automation: des outils pour suivre la consommation (smart meters) et influencer à distance la consommation (energy boxes).

Illustration 4: Une volatilité des prix encore plus grande attendue à l’avenir

11

Illustration 5: La génération distribuée crée le besoin d'introduire des technologies "intelligentes"

Le smart meter joue un rôle central dans ce nouveau paysage, notamment dans la création d'opportunités commerciales pour les GRD et les fournisseurs d'électricité, ainsi que dans des considérations stratégiques autour des prix de l'électricité. Le smart meter constitue également un prérequis pour le développement de services commerciaux permettant de mieux valoriser la production décentralisée et les consommations interruptibles via des plateformes locales (voir illustration 6) et des outils domotiques de type energy boxes. Un pays ou une région qui ne s'engagerait pas dans le déploiement de smart meters risque de manquer le "train" de nouvelles technologies en pleine évolution. Des considérations stratégiques au niveau européen liées à l'existence d'une "plaque de cuivre" qui connecte de plus en plus les pays doivent également être prises en compte dans une décision de déploiement de smart meters. Le couplage des marchés en Europe Occidentale Centrale résulte dans la convergence des prix de l'électricité, en particulier sur les bourses de la Belgique, la France et les PaysBas14 (Belpex, POW, APX, voir illustration 7). Pendant les heures creuses, les marchés d'Europe Occidentale Centrale réagiront de façon homogène et les prix seront formés au niveau européen. En cas d'introduction des smart meters et des incitations tarifaires dans un nombre important de pays, une partie de la consommation sera transférée des heures de pointe vers les heures creuses et les prix de l'électricité des heures creuses deviendront légèrement plus élevés (voir illustration 8). Par contre, la formation des prix pendant les heures de pointe restera plutôt nationale et baissera avec l'installation des smart meters.

14

Source: ELIA, Datastream, analyses BCG.

12

Illustration 6: Une plateforme connectant les installations et les acteurs de marché sera nécessaire

Les fournisseurs d'électricité, confrontés à une volatilité des prix plus élevée, profiteront des smart meters et d'une tarification plus souple pour équilibrer leurs risques. Dans les pays ou régions sans smart meters, ils pourraient se couvrir contre la volatilité croissante via une prime de risque sur les tarifs.

Illustration 7: Un marché liquide avec des prix homogènes en charge de base

13

Illustration 8: Le lissage de la pointe

2.2.3

Benchmarks smart metering en Europe

La majorité des pays et régions européens exécuteront un déploiement généralisé des smart meters électricité. La Suède et l'Italie ont déjà finalisé le déploiement et la France, les Pays-Bas15, le Royaume-Uni et l'Espagne ont annoncé un déploiement généralisé (voir Illustration 9).

Illustration 9: Le déploiement des smart meters électricité

15


14

Dans ces pays, le déploiement généralisé est stimulé principalement par les régulateurs qui suivent les indications de l'Union Européenne. D'autres incitants possibles comme la réduction des coûts opérationnels ou le développement de nouveaux produits et services sont encore perçus comme moins importants par les GRD (voir illustration 10).

Illustration 10: La régulation comme le stimulant principal au déploiement des smart meters

En ce qui concerne les smart meters gaz, les décisions concernant le déploiement sont moins avancées. Les bénéfices sont plus limités tant au niveau opérationnel (par exemple, l'ouverture des compteurs restera manuelle pour des raisons de sécurité), qu'au niveau de la réduction de la consommation, ou encore des opportunités commerciales additionnelles. Seuls l'Italie, les Pays-Bas 16 et le Royaume-Uni ont jusqu'ici prévu un déploiement généralisé (voir Illustration 11).

16


15

Illustration 11: Le déploiement des smart meters gaz

Avant de procéder à la comparaison des solutions adoptées dans les pays avoisinants, il est utile de définir ce que recouvre le concept de système de smart metering. L'architecture nécessaire (voir illustration 12) consiste en: • un système metering (avec un smart meter électricité et potentiellement un smart meter gaz et un compteur A+/A- pour les autoproducteurs17); • un système de communication des données (Advanced Metering Infrastructure –AMI); • un système central d’administration de données. Le système permet l'acquisition des données de consommation (via l'AMI), l'analyse, la validation et le stockage de ces données (via le Meter Data Management System ou MDM), la facturation de l'utilisation du réseau (via le Customer Relationship Management ou CRM) et afin la transmission de ces données aux acteurs du marché (via la Clearing House ou CH). Le système smart metering peut être accompagné d'une energy box (qui permet le demand side management des appareils électroménagers domestiques et des véhicules électriques) et d'une plateforme locale de gestion d'énergie qui contrôle les unités flexibles de consommation et d'injection (par exemple les véhicules électriques et les micro-centrales de cogénération) afin de réaliser un équilibrage local.

17

A l'avenir, d'autres meters comme les meters eau pourraient être intégrés dans ce système.

16

Illustration 12: L’architecture smart comprend un système metering lié à une plateforme locale de gestion

En ce qui concerne le smart meter en lui-même, l'expérience internationale montre une convergence vers des fonctionnalités intermédiaires, comme l'ont choisi par exemple la France, le Danemark et les Pays-Bas (voir illustrations 13 et 14) pour leur smart meter électricité: • Une fréquence de communication de données journalière avec un relevé quart-horaire; • Une structure tarifaire multi-tarif par tranches horaires fixes; • Un port de connexion ou une interface prévue pour un éventuel transfert des données en aval du compteur par exemple via une energy box; • Le suivi de la consommation par le client via internet; • Gestion de l'enclenchement/ déclenchement du compteur et d'une limitation de la consommation à distance; • Détection d'anomalies (pannes, manipulation) via alarme. La Suède étant un des premiers pays à avoir déployé les smart meters, elle a adopté un smart meter relativement peu coûteux mais potentiellement "trop basique", avec des fonctionnalités pratiquement réduites au "metering pur" ne permettant pas de saisir les opportunités commerciales mentionnées plus haut. En conséquence, le pays envisage un redéploiement de smart meters avec des fonctionnalités plus élaborées. A l'autre extrême la Flandre prévoit un smart meter et un système de communication sophistiqués. En ce qui concerne les technologies de communication, la plupart des pays privilégient le PLC (Power Line Carrier, c’est-à-dire le câble électrique) pour des raisons de coûts et ont recours, dans les zones non couvertes par le PLC, au GPRS ou à la radiofréquence.18 18

Par exemple, la ville de Göteborg en Suède a opté pour la radiofréquence comme technologie de communication.

17

Illustration 13: Convergence forte des fonctionnalités du smart meter électricité

Illustration 14: La plupart des pays ont choisi un déploiement généralisé et le PLC comme technologie

Pour le smart meter gaz, les fonctionnalités choisis sont en général plus basiques (voir illustration 15 avec un exemple d'un smart meter aux Pays-Bas): • Une fréquence de communication de données journalière ou mensuelle avec un relevé journalier ou mensuel; • Port de connexion prévu pour le suivi de la consommation par le client via internet; • Gestion du déclenchement du compteur à distance; • Détection d'anomalies (pannes, manipulation) via alarme, monitoring de la pression. 18

Illustration 15: Les fonctionnalités du smart meter gaz

Un déploiement des smart meters suppose aussi la mise en place d’un modèle de marché, spécifiant les rôles des acteurs-clés. L'illustration 16 montre les différentes approches suivies par les pays européens.

Illustration 16: La plupart des pays optent pour un modèle géré par les GRD

La plupart des pays optent pour un modèle géré par le GRD comme responsable pour le déploiement des smart meters. Les bénéfices d'échelle, la possibilité de s'appuyer sur la technologie PLC, moins chère, et l'expérience dans l'installation des smart meters favorisent le GRD comme l'acteur responsable (comme montré dans les calculs illustratifs pour l'Allemagne et le Royaume-Uni, voir illustration 17). 19

Illustration 17: Déploiement généralisé par les GRD perçu comme le plus avantageux en termes des coûts d'installation

En termes du responsable de la gestion de données, quelques pays et régions comme les Pays-Bas et potentiellement la Flandre envisagent l'introduction d'entreprises de metering spécialisées. Les limitations de ce modèle sont d'une part les responsabilités floues entre le GRD et l'entreprise de metering et, de l'autre part le fait que c'est le GRD qui supporte en définitif l'impact financier des erreurs de comptage. Les benchmarkings montrent que le smart metering mène de manière générale à un business case négatif (voir illustration 18). Les investissements et coûts d'exploitation des smart meters et de leur infrastructure (communication, gestion des données, etc.) outrepassent les bénéfices opérationnels (ex. lecture des compteurs à distance) et autres bénéfices comme la réduction de la fraude, les économies d'énergie et le déplacement de la consommation. Seule l'Italie, qui connaît un taux de fraude élevé, a été en mesure de produire un business case positif pour le smart metering. Certains business cases présentent des résultats positifs grâce à un taux élevé d'économie d'énergie. L'idée est que les informations sur la consommation fournies par le smart meter seront un stimulant suffisant pour pousser le consommateur final à modifier son comportement. Cela n'a pas encore été prouvé dans la réalité. A long terme, il est probable que le smart metering n'aidera à modifier le comportement du consommateur final que s'il est associé à des signaux de prix forts et à des outils de "demand side management" automatisés.

20

La décomposition du business case par acteur montre typiquement que la plupart des coûts du smart metering sont assumés par le GRD et le fournisseur, tandis que le consommateur final et la société profitent des bénéfices engendrés par une consommation réduite/ modifiée et par une baisse des émissions de CO2. Le business case par acteur est généralement calculé avant que les coûts et les investissements ne soient pris en charge par le consommateur final.

Illustration 18: Business cases SM électricité en général avec une NPV négative

3 Méthodologie de l'étude et scénarios modélisés pour la Région de Bruxelles-Capitale 3.1

Méthodologie générale

Pour le business case smart metering à la Région de Bruxelles-Capitale, l'étude considère • l'ensemble du parc des compteurs, tant pour l'électricité (~600,000 compteurs) que pour le gaz (~400,000 compteurs); • l'ensemble des consommateurs résidentiels, industriels et commerciaux; • les besoins d'adaptation ou d'assainissement des branchements (boîtes, coffrets, tubes, etc.) pour installer les smart meters; • une période de 30 ans (2011-2040). Les segments de la chaîne de valeurs et acteurs pris en compte sont: la production d'énergie (producteurs), le transport / la distribution (GRT/GRD), la fourniture d'énergie (fournisseur) et la consommation d'énergie (client final/société). 21

L'étude présente une méthodologie en 4 étapes (voir illustration 19): • Définition et sélection de scénarios en termes de fonctionnalités du smart meter, d'options technologiques (principalement de technologies de communication) et de modes de déploiement; • Calcul du business case pour la collectivité; • Calcul du business case par acteur; • Interprétation et conclusion.

Illustration 19: Aperçu de la méthodologie

Les scénarios dépendent d'une série de variables clés réparties en trois catégories: les fonctionnalités, les modes de déploiement et les options technologiques. Les fonctionnalités sont • Fréquence de relevé et de communication; • Structure tarifaire supportée par le compteur; • Suivi local de la consommation; • Contrôle à distance; • Détection d'anomalies; • Intégration avec le demand side management/ smart grid. Les variantes concernant les modes de déploiement sont • Déploiement généralisé ou segmenté; • Smart meters électricité et ou gaz; • Vitesse de déploiement; • Début du déploiement.

22

Les options technologiques sont • Technologie de communication; • Composants de communication; • Systèmes d'information. Ces trois catégories de variables sont fortement interdépendantes: • Certaines options technologiques ne supportent pas toutes les fonctionnalités (par exemple, la génération actuelle de la technologie de communication PLC ne supporte pas de communication quart horaire ou real time); • Le démarrage du déploiement pourrait se baser sur l'émergence d'une standardisation des fonctionnalités; • Une partie des bénéfices (liés à des fonctionnalités) ne se manifestent que dans certaines conditions de déploiement (par exemple, des bénéfices de réduction du relevé manuel sont réalisés à 100% qu'avec un déploiement généralisé des smart meters électricité et gaz). 3.2

Scénarios choisis pour la Région de Bruxelles-Capitale

Pour la Région de Bruxelles-Capitale, le business case pour un déploiement généralisé pourrait être plus négatif encore que dans d'autres pays ou régions belges. En effet, Bruxelles avec son caractère urbain compte principalement des petits consommateurs résidentiels, et la consommation professionnelle consiste surtout en des usages tertiaires. En conséquence, un plus faible potentiel de bénéfices est attendu (par exemple de réduction de la consommation ou lissage de la pointe) que dans les régions industrielles. De plus, les perturbations dues à la production décentralisée seront plus limitées: il y a donc moins besoin d'une gestion de réseau sophistiquée. Enfin, les gains opérationnels seront moindres: par exemple, les frais de déplacement pour les releveurs sont plus faibles que dans les régions rurales. Il est néanmoins judicieux de considérer un déploiement de smart meters pour les raisons suivantes: • La Région de Bruxelles-Capitale pourrait passer à côté de nouvelles technologies pouvant créer des opportunités commerciales futures; • Les consommateurs Bruxellois risquent de subir des prix de l'électricité plus élevés car sans smart meters et possibilités de tarification plus souple, les fournisseurs pourraient se couvrir contre la volatilité croissante des prix de gros via une prime sur les tarifs; • Alors que les régions et pays voisins s'orientent vers le déploiement des smart meters, il est peu concevable pour Région de Bruxelles-Capitale, en tant que capitale de l'Europe, de faire "cavalier seul" et d'aller à l'encontre de cette tendance fortement portée par les institutions européennes. Quatre scénarios principaux (minimal, intermédiaire segmenté, intermédiaire généralisé, avancé généralisé) ont été modélisés dans le business case pour la Région de Bruxelles-Capitale avec différentes variantes selon la durée du déploiement (voir illustration 20). 23

Illustration 20: 4 principaux scénarios Sibelga définis pour Bruxelles

Le scénario minimal ne vise que les clients industriels qui représentent, • pour l’électricité, au-delà des compteurs déjà télérelevés (0,45% du parc et 51% de l’infeed), 1,49% de compteurs additionnels, mesurant une consommation équivalente à 9,2% de l’infeed; • pour le gaz, au-delà des compteurs déjà télérelevés (0,02% du parc et 9,5% de l’infeed), 3,37% de compteurs additionnels, mesurant une consommation équivalente à 40% de l’infeed. Les compteurs utilisés sont des compteurs industriels traditionnels avec des data loggers supplémentaires. Le scénario intermédiaire segmenté utilise un smart meter semblable à celui d'ERDF en France19. Le déploiement segmenté est axé sur les segments avec le plus grand potentiel de bénéfices 20 comme la réduction ou le déplacement de la consommation de certains segments (par ex. clients industriels). Le smart meter pourrait encore offrir des bénéfices opérationnels, comme la gestion à distance des compteurs pour les sites de consommation dont l'accessibilité est plus hasardeuse. Il pourrait également permettre de développer des opportunités commerciales autour de nouveaux produits et services, comme la gestion des plateformes virtuelles des petits clients industriels, tertiaires ou communaux.

19

Fréquence de communication de données journalière, relevé quart-horaire, une structure tarifaire multi-tarif par tranches horaires fixes, port de connexion pour une energy box, le suivi de la consommation par le client via internet, gestion de l'enclenchement/ déclenchement du compteur et d'une limitation de la consommation à distance, détection d'anomalies (pannes, manipulation) via alarme, http://linky.erdfdistribution.fr. 20 Une approche segmentée « à la demande du client » n’est pas envisagée dans la mesure où la proportion de locataires et, partant, la proportion de déménagements est extrêmement élevée en Région de Bruxelles-Capitale (15 à 20% par an) ; il n’est dès lors économiquement pas tenable d’adapter la configuration du compteur suivant la volonté de chaque nouvel occupant.

24

Le scenario étudie trois variantes: • Déploiement des smart meters électricité et gaz en 5 ans pour les segments choisis et dans les 10 années suivantes pour les autres segments; • Déploiement des smart meters électricité en 5 ans pour les segments choisis et dans les 10 années suivantes pour les autres segments, déploiement des smart meters gaz en 30 ans (rythme du remplacement systématique); • Déploiement des smart meters électricité en 5 ans pour les segments choisis et dans les 10 années suivantes pour les autres segments, déploiement des smart meters gaz uniquement pour les segments industriels.

Illustration 21: Choix des segments maximisant les bénéfices du smart metering

Le scénario intermédiaire généralisé utilise aussi un smart meter semblable à celui d'ERDF en France mais avec un déploiement généralisé avec les variantes suivantes: • Déploiement des smart meters électricité et gaz en 5 ans; • Déploiement des smart meters électricité en 5 ans, déploiement des smart meters gaz en 30 ans (rythme du remplacement systématique); • Déploiement des smart meters électricité en 5 ans, déploiement des smart meters gaz uniquement pour les segments industriels. Le scénario avancé implique un déploiement généralisé ainsi qu'un compteur sophistiqué comparable à celui d'Eandis21.

21

Fréquence de communication de données et relevé quart-horaire, une structure tarifaire multi-tarif par tranches horaires fixes, port de connexion pour une energy box, le suivi de la consommation par le client via internet, gestion de l'enclenchement/ déclenchement du compteur et d'une limitation de la consommation à distance, détection d'anomalies (pannes, manipulation) via alarme, gestion de la demande (demand side management), sur base des plans annoncés en 2010/ début 2011.

25

Les résultats des scénarios sont calculés en marginal, en référence à un scénario de base. Ce scénario de base est défini sans les smart meters, mais incluant l'investissement prévu pour la rénovation des branchements et le remplacement systématique des compteurs traditionnels au cours des 30 prochaines années. En ce qui concerne le modèle de marché, le business case est basé sur l'hypothèse d'un modèle "obligatoire pour la distribution". Les smart meters demeurent intégralement de la responsabilité du GRD, qui en exécute le déploiement, en assure la maintenance, contrôle le système de communication et valide, communique et stocke les données de comptage. Le fournisseur ou un autre acteur se charge de procurer au consommateur final une energy box et un système de tarifs plus souple. Pour le consommateur final, le contrôle de sa facture ex-post via le smart meter (ou bien via une page internet) est garanti.

3.3

Paramètres-clés du business case et leurs sensibilités

Le business case est basé sur des paramètres généraux et des paramètres d’investissements, de coûts et de bénéfices. 3.3.1

Les paramètres généraux

Les paramètres généraux, qui précisent le contexte financier et la base du business case, peuvent être rangés dans cinq catégories: • Paramètres financiers; • Parc à compteurs électricité et gaz et le remplacement systématique; • Consommation moyenne par compteur; • Main d'œuvre; • Vagues de déploiement des compteurs selon les scénarios. Les paramètres financiers (voir Illustration 22) comme le taux d'actualisation, l'inflation générale, etc. sont soumis à une analyse de sensitivité.

26

Illustration 22: Les paramètres financiers sont sujets à une analyse de sensitivité

Le remplacement systématique d'un compteur électricité s'opère en moyenne après 45 ans d'utilisation (voir Illustration 23); le compteur gaz est quant à lui remplacé en moyenne après 30 ans (voir Illustration 24). Pour le calcul du business case, le remplacement systématique sera arrêté dès début 2012 jusqu'au début du déploiement des smart meters. Le "pic" de compteurs à remplacer dans la première année du déploiement sera "lissé" et réparti sur cinq ans.

Illustration 23: Le remplacement systématique des compteurs électricité traditionnels se fait après 45 ans

27

Illustration 24: Le remplacement systématique des compteurs gaz traditionnels se fait après 30 ans

En ce qui concerne les parcs à compteurs électricité et gaz, les segments du déploiement segmenté représentent respectivement ~30% et ~20% du parc et ~80% (avec les AMR) et ~65% de la consommation (voir illustrations 25 et 26).

Illustration 25: Parc à compteurs électricité

28

Illustration 26: Parc à compteurs gaz

La date retenue pour le début du déploiement des compteurs smart électricité et gaz est la mi-2016 (voir illustration 27). Le déploiement touchera également les compteurs hors-service, à l'exception des 10% d'entre eux qui sont répertoriés comme étant hors-service en permanence.

Illustration 27: Début du déploiement à la mi-2016 retenu comme option de base

29

3.3.2

Les paramètres d'investissement

Neuf paramètres d’investissement sont prix en compte pour le business case smart metering. De manière générale, ils proviennent des données de Sibelga ou de benchmarks internationaux existants: • I1. Smart meter (hardware + software + module de communication); • I2. Installation smart meters; • I3. Smart devices (ex. dans les cabines pour le monitoring du réseau); • I4. Installation smart devices; • I5. Infrastructure communication (hardware, ex. concentrateur); • I6. Installation infrastructure communication; • I7. Hardware IT; • I8. Installation Hardware IT; • I9. Energy box (fournisseur). I1. Smart meter En termes de coûts du matériel, un montant a été arrêté pour chaque composante des smart meters électricité et gaz. L'installation des compteurs implique des coûts liés à l'adaptation des branchements gaz et électricité, ainsi que des coûts évités: • 63% des branchements gaz G4 et G6 devront être adaptés de bi- à monotubulaires avant un roll-out des smart meters. Le business case prend en compte l'assainissement des branchements dans le rythme du déploiement des smart meters et déduit ensuite le coût évité d'un assainissement dans le rythme du remplacement systématique; • 100% des coffrets-compteurs (~661.875) électricité des clients résidentiels et petits professionnels devront être adaptés et des modules embrochables devront être installés pour le roll-out des smart meters. Le business case prend en compte l'assainissement des branchements dans le rythme du déploiement des smart meters et déduit ensuite le coût évité d'un assainissement dans le rythme du remplacement systématique.22

22

Les ~40,000 branchements sur des planches avec boîtes fontes seront assainis et 46% (variante: 73%) des fusibles seront remplacés par un disjoncteur avant le roll-out des SM et ne seront pas pris en compte pour le business case smart metering. 13% (variante: 18%) des modules embrochables seront installés avant le roll-out. L'adaptation des autres branchements et l'installation des modules embrochables s'effectueront durant le roll-out des SM et seront pris en compte pour le business case smart metering.

30

I2. Installation smart meters En ce qui concerne l’installation des smart meters, les valeurs suivantes concernant le besoin en temps ont été retenues :

Installation du compteur RéMI E+G : 180 min ; Installation du compteur trad. E+G : 45 min ; Installation du module embrochable E : 15 min ; Installation du smart meter électricité (avec module embrochable) : 30 min ; Assainissement de l’amiante : 10 min ; Adaptation des coffrets : 45 min ; Installation d’un disjoncteur : 90 min ; Installation du smart meter gaz : 45 min ; Installation de la batterie du smart meter gaz: 3 min; Connexion filaire du smart meter gaz: 30 min; Adaptation du branchement gaz: 115 min.

I3. et I4. Smart devices En tant qu'éléments du smart grid, les smart devices pour le monitoring du réseau au niveau des cabines ne sont pas pris en compte dans le business case smart metering.

I5. et I6. Infrastructure de communication et installation Les valeurs retenues pour l’infrastructure de communication sont les suivantes : Prix des concentrateurs RF et PLC : 1.000€/unité. Installation concentrateurs PLC (avec un temps d’installation de 115 minutes) # compteurs/concentrateur scénario 1: 0 unités # compteurs/concentrateur scénario 2: 180 unités # compteurs/concentrateur scénario 3: 200 unités # compteurs/concentrateur scénario 4: 50 unités Installation concentrateurs RF (avec un temps d’installation de 230 minutes) # compteurs/concentrateur scénario 1: 0 unités # compteurs/concentrateur scénario 2: 50 unités # compteurs/concentrateur scénario 3: 50 unités # compteurs/concentrateur scénario 4: 40 unités

I7. et I8. Hardware IT Les serveurs pour le processing et stockage de données représentent un investissement d'1.5Mio. € réparti entre le GRD et le fournisseur. L'investissement est appliqué pour tous les scénarios à l'exception du scénario minimal. 31

I9. Energy box Le fournisseur d'énergie équipera 25% des clients résidentiels avec une energy box. Le prix par unité a été fixé à 50 €. 3.3.3

Les paramètres des coûts

17 paramètres de coûts sont prix en compte pour le business case smart metering. De manière générale, les paramètres relatifs aux coûts proviennent des données de Sibelga ou de benchmarks internationaux existants: • • • • • • • • • • • • • • • • •

C1. Maintenance smart meter et batterie, coûts évités maintenance compteurs traditionnels; C2. Maintenance smart devices; C3. Maintenance infrastructure communication; C4. ICT software (MDM, AMI, Logistique); C5. Maintenance ICT software; C6. Maintenance ICT hardware; C7. Maintenance energy box; C8. Communication de données; C9. Gestion control room; C10.Gestion de projet; C11.Formation des équipes (one-off et récurrente), proof of concept (POC), étude; C12. Marketing / communication; C13. Call center; C14. Equipes additionnelles (ex. logistique, laboratoire, etc.); C15. Pot. nouveaux types de fraude; C16. Inspections visuelles; C17. Développement nouvelles structures tarifaires (fournisseur).

C1. Maintenance smart meter et batterie Le taux de panne retenu pour les smart meters est de 7% pour la première et de 3% pour la deuxième génération (valeurs de base retenues pour l'électricité et le gaz)23. Dans 58% des cas, il est nécessaire de remplacer le compteur; les autres pannes sont surtout des pannes du système de communication qui seront traitées à distance par l'équipe "control room". Le taux de panne pour les compteurs traditionnels (électricité et gaz) et le compteur RéMI gaz est de 2%; 100% des compteurs sont remplacés. Le taux de panne de la batterie gaz est de 1% ; 100% des batteries sont remplacées. Le temps et la main d'œuvre nécessaires pour le remplacement sont les mêmes que pour une installation (voir I2.). 23

Le taux de panne pour tous les compteurs (smart et traditionnels) est calculé sur la durée de vie et les pannes sont uniformément réparties sur la durée de vie.

32

C2. Maintenance smart devices Les smart devices étant considérés comme un élément du smart grid, leur maintenance n'est pas prise en compte dans le business case. C3. Maintenance concentrateurs Le taux de maintenance annuelle a été fixé à 8% du coût matériel. C4. ICT software Pour le software, les prix suivants24 sont retenus comme valeur de base: • Software logistique: 50,000 € + 7 €/compteur; • Software MDM: 20,000 € + 7 €/compteur; • Software AMI: 10,000 € + 7 €/compteur. L'indexation du prix neutralise l'inflation. Pour l'intégration avec les systèmes IT existants le nombre suivant de man days25 est retenu (man days à 1,000 €): • Intégration Facturation: 500 Man Days; • Intégration CIS/CRM/etc: 500 Man Days; • Intégration (Web) Portal: 2,000 Man Days; • Intégration Clearing House: 2,000 Man Days. Le software IT est installé un an avant le début du déploiement des smart meters. C5. et C6. Maintenance IT software et IT hardware Software IT • Le software IT est remplacé après 15 ans (pour le remplacement, le coût pour l'intégration avec des systèmes existants diminue de 50%); • Le taux de maintenance annuelle est de 20% du coût matériel (mises à jour). Hardware IT • Le hardware IT est remplacé tous les 5 ans; • Le taux de maintenance annuelle est de 20% du coût matériel26. C7. Maintenance energy boxes Un taux de maintenance annuelle de 8% du coût matériel a été attribué aux energy boxes. 24

Benchmark allemand de Platinion. Estimations de l'équipe IT de Sibelga. 26 Benchmark allemand de Platinion et estimations de l'équipe IT de Sibelga. 25

33

C8. Communication de données Les prix suivants sont retenus comme valeur de base27 (les prix sont indexés pour neutraliser l'inflation): • Communication compteur GPRS: 15 €/ compteur pour une communication journalière, 40 €/ compteur pour une communication quart-horaire; • Communication concentrateurs PLC/RF: 180 €/ concentrateur pour une communication journalière, 260 €/concentrateur pour une communication quart-horaire. L'option retenue comme valeur de base pour le choix technologique des scénarios est • Scénario minimal: GPRS; • Scénario intermédiaire segmenté: 70% PLC, 30% RF; • Scénarios intermédiaire généralisé: 98% PLC, 2% GPRS; • Scénario avancé: 70% PLC, 30% RF. Les compteurs gaz communiquent toujours à travers des compteurs électricité sauf pour les compteurs RéMI qui communiquent directement via data logger.

C9. Gestion control room Les coûts relatifs à la gestion de la control room varieront sensiblement en fonction du scénario choisi en termes du nombre d'ETP pour la gestion de la control room: • Scénario minimal : 0 ETP; • Scénario intermédiaire segmenté: 9 ETP; • Scénarios intermédiaire généralisé: 12 ETP; • Scénario avancé: 15 ETP. La control room fonctionne 24 h/24 et 7 jours/7, les ETP travaillent en 3 équipes. Le déploiement des ETP est fait graduellement avec le déploiement des smart meters. C10. Gestion de projet La gestion de projet suit la même logique que celle de la control room en termes du nombre d'ETP pour la gestion de projet (valeurs de base): • Scénario minimal: 0 ETP; • Scénarios intermédiaire segmenté: 3 ETP; • Scénarios intermédiaire généralisé: 4 ETP; • Scénario avancé: 4 ETP.

27

Benchmark allemand de Platinion.

34

L'équipe du fournisseur pour la gestion de projet représente 50% de l'équipe du GRD. Le déploiement des ETP commence deux ans avant le roll-out et est fait graduellement avec le déploiement des smart meters. C11. Formation des équipes, étude, proof of concept Pour les scénarios avec un déploiement généralisé, les ETP qui reçoivent une formation "one-off" pour préparer le déploiement des smart meters sont les suivants: • Installateurs: 125 ETP (max); • Call center: 6 ETP ; • Control room: 12-15 ETP; • Gestion: 4 ETP; • Autres (labo, achats, communication, etc.): 32 ETP. La formation comprend un certain nombre de jours ("one-off") par type d'employé : • Installateurs: 11,5; • Call center: 3; • Control room: 5; • Gestion: 1; • Autres (laboratoire, achats, communication, etc.): 2. Pour les scénarios segmentés, le nombre d'ETP à former représente 60% des scénarios généralisés28. 10% des ETP formées reçoivent une formation annuelle. En outre, le business case prévoit une étude (1 Mio. €) et trois POCs concept) de 0,8; 1,0 et 1,5 Mio. € respectivement29.

(proof of

C12. Marketing et communication Concernant la communication, les activités suivantes pour la préparation du déploiement des smart meters sont prises en compte (toutes sont des activités oneoff à l'exception de la maintenance de la page internet): • • • • • • • • • •

Concept et design (fil rouge): 10 000€; Site internet: 50 000€; Communication interne: 30 000€; Information sur le business case: 10 000€; Info choix stratégique: 15 000€; Maintenance site internet: 20.00% (du coût initial du site = 10 000 €/an); Préparation et organisation des travaux: 35 000€30; Information pratique (brochure): 400 000€; Frais de poste : 338 854€; Info résultat : 15 000€.

28

Aucune formation additionnelle n'est retenue pour le scénario minimal. Pour le scénario minimal, l'étude prend en compte uniquement le premier POC de 0.8 Mio. €. 30 Hors encadrement et diffusion. 29

35

Pour la préparation du remplacement des compteurs après 15 ans, les suivantes sont prises en compte: • Information remplacement: 15 000€; • Préparation et organisation des travaux: 35 000€31; • Frais de poste : 169 427€.

activités

C13. Call center Le call center sera davantage sollicité en quatre vagues tout au long du processus de déploiement (voir illustration 28).

Illustration 28: Call center

C14. Equipes additionnelles Pour le déploiement des smart meters, un investissement sera nécessaire dans de nouvelles équipes de soutien (laboratoire, achats, magasin, surveillance et médiation), à raison des valeurs suivantes: Laboratoire, nombre d'ETP additionnels: • Scénario minimal: 0; • Scénarios segmentés: 3; • Scénarios généralisés: 7. Achats, nombre d'ETP additionnels: • Scénario minimal: 0; • Scénarios segmentés: 2; • Scénarios généralisés: 2. 31

Hors encadrement et diffusion.

36

Magasin, nombre d'ETP additionnels: • Scénario minimal: 0; • Scénarios segmentés: 2; • Scénarios généralisés: 3. Surveillants, nombre d'ETP additionnels: • Scénario minimal: 0; • Scénarios segmentés/généralisés: 1 ETP/ 10 installateurs des smart meters. Médiateurs, nombre d'ETP additionnels: • Scénario minimal: 0; • Scénarios segmentés/généralisés: 1 ETP/ 10 installateurs des smart meters. Pour les scénarios segmentés, tous ces employés sont pris en compte uniquement durant le déploiement, sauf les surveillants dont le GRD garde 10% entre le déploiement et le remplacement. Concernant le support IT, le remaniement dépendra également du scénario concerné. C15. Nouveaux types de fraude Le business case ne donne pas d'avis sur les nouveaux types de fraudes réelles (électricité et gaz) jusqu'à 2040 mais teste les résultats de certains inputs. Comme valeurs de base, les potentiels d'augmentation (calculés sur la consommation) suivants pour les différents segments ont été choisis : Electricité : • RéMI base I : 0,00%; • RéMI base II : 0,50%; • RéMI étendu : 0,50%; • Réseaux privés : 0,00%; • Résidentiels unifamiliaux : 0,50%; • Bâtiments communaux : 0,00%; • Bihoraire ou exclusif nuit : 0,00%; • Autoproducteurs : 0,00%; • Autres : 0,50%. Gaz : • • • • • • • • •

RéMI base I: 0,25%; RéMI base II: 0,50%; RéMI étendu: 0,50%; Réseaux privés: 0,00%; Résidentiels unifamiliaux: 0,50%; Bâtiments communaux: 0,00%; Bihoraire ou exclusif nuit: 0,00%; Autoproducteurs: 0,00%; Autres: 0,50%. 37

C16. Inspections visuelles En ce qui concerne les inspections visuelles, elles seront effectuées par le GRD tous les 3 ans pour le gaz et tous les 8 ans pour l'électricité. C17. Développement de nouvelles structures tarifaires De nouvelles structures tarifaires seront développées tous les 4 ans pour un montant de 300 000 € par le fournisseur. 3.3.4

Les paramètres des bénéfices

19 types de bénéfices sont pris en compte pour le business case smart metering. De manière générale, les paramètres relatifs aux bénéfices opérationnels proviennent des données de Sibelga ou de benchmarks internationaux existants. En ce qui concerne la réduction de la consommation et des émissions de CO2, le lissage de la pointe, et les nouveaux types de fraude, aucun benchmark n'est disponible pour le moment; le business case ne prend pas position mais montre les résultats auxquels aboutit chaque hypothèse: • B1. Suppression relevé manuel des compteurs; • B2. Elimination ouverture et fermeture manuelle des compteurs (là où c'est possible) + MOZA+ EOC+DROP; • B3. Installation limitation de puissance à distance; • B4. Suppression de la TCC; • B5. Réduction du nombre d'accidents; • B6. Réduction des validations/switches/rectifications/retraitements de factures incorrectes; • B7. Réduction des pertes d'énergie grâce à une mesure plus précise des compteurs smart; • B8. Réduction de la fraude traditionnelle (bris de scellé, manipulation du compteur, bypass); • B9. Réduction des pertes d'énergie dans le réseau en fonction d'une réduction de la consommation; • B10. Réduction du temps nécessaire pour identifier et résoudre les pannes sur le réseau et les compteurs; • B11. Optimisation dimensionnement/ gestion du réseau grâce au DSM/lissage de la pointe; • B12. Meilleure indentification / prédiction profils de consommation; • B13. Augmentation concurrence entre fournisseurs (changements plus faciles); • B14. Développement de nouvelles structures tarifaires/ lissage de la pointe; • B15. Intégration / contrôle des sources de cogénération décentralisée; • B16. Réduction de la consommation d'énergie; • B17. Réduction du coût moyen de la production d'énergie grâce au lissage de la pointe; • B18. Introduction des contrats pré-payés; • B19. Réduction des émissions de CO2. 38

B1. Suppression relevé manuel des compteurs Les relevés manuels actuels sont effectués une fois par an pour l'électricité et le gaz. Les équipes de releveurs qui font aussi une inspection visuelle des installations sont différentes pour l'électricité et le gaz. 100% des relevés de compteurs smart électricité et gaz peuvent être réalisés à distance, mais, pour des raisons de sécurité, des inspections visuelles seront faites tous les 3 ans pour le gaz et tous les 8 ans pour l'électricité après la suppression des relevés manuels. B2. Ouverture et fermeture manuelle des compteurs • • • •

Les ouvertures électricité seront faites à distance dans 96% des cas; Les ouvertures gaz seront faites à distance dans 0% des cas (raisons de sécurité); Les fermetures électricité seront faites à distance dans 96% des cas, Les fermetures gaz seront faites à distance dans 50% des cas (raisons de sécurité)32.

La facturation actuelle des ouvertures (125 €/ ouverture hors TVA) sera supprimée pour les ouvertures électricité uniquement ; les ouvertures gaz ou mixtes seront facturées pour la partie gaz (le bénéfice du client et la perte du GRD se neutralisent dans le business case). Le nombre d'ouvertures et fermetures reste stable, il augmente proportionnellement avec la croissance des segments concernés. B3. Limiteur de puissance Les limiteurs de puissance (électricité) seront installés et enlevés à distance dans 100% de cas. Le nombre de limiteurs de puissance reste stable, il augmente proportionnellement avec la croissance des segments concernés. B4. Suppression de la TCC La télécommande centralisée (TCC) sera supprimée et les compteurs seront remplacés par des smart meters. Les frais annuels payés à ELIA sont composés de 70% de frais d'investissement et de 30% de frais d'exploitation de la TCC. Le business case prend en compte uniquement les bénéfices de la suppression des frais d'exploitation la TCC. La TCC sera graduellement supprimée, poche par poche. B5. Réduction du nombre d'accidents Ce paramètre n'est pas quantifié dans le business case. 32

Benchmark italien (Enel).

39

B6. Validations et rectifications L'équipe de validation actuelle est composée de 21,7 ETP. L'équipe restera stable et sera augmentée à 30 pour le scénario avancé. B7. Réductions des pertes d'énergie grâce à une mesure plus précise Les compteurs traditionnels ne mesurent plus la consommation avec précision à partir de ~30 ans (gaz) et ~45 ans (électricité) d'utilisation. Les compteurs smart mesurent la consommation de façon exacte. Le business case retient comme valeur de base que 0,1% de la consommation d'électricité et 0,1% de la consommation de gaz qui n'est pas facturée avec les compteurs traditionnels, sera "capturée" par les smart meters. B8. Réduction de la fraude traditionnelle La situation actuelle concernant la fraude à l'électricité est la suivante: • • •

90% de bris de scellé, où Sibelga récupère déjà 50% et facture à 150%; 5% de manipulations de compteur, où Sibelga récupère déjà 25% et facture à 150%; 5% de bypasses qui ne sont pas récupérés.

La situation changera avec les smart meters: • • •

100% des bris des scellés seront évités, facturés à 100%, gain: 25%; 100% des manipulations de compteur seront évitées, gain: 62,5%; Les bypasses ne seront pas récupérés.

La situation actuelle concernant la fraude au gaz est la suivante: 100% de bris de scellé, où Sibelga récupère déjà 50% et facture à 150%. Dans une situation avec des smart meters 100% des bris de scellé seront évités et facturés à 100% avec un gain de 25%. L'équipe "fraude classique" sera réduite mais les employés restants s'occuperont de détecter la "nouvelle fraude" (hacking). B9. Réduction des pertes d'énergie dans le réseau Grâce à la réduction et au lissage de la consommation, des pertes de ~3% dans le réseau sont évitées.

40

B10. Réduction du temps nécessaire pour identifier et résoudre des pannes dans le réseau Le bénéfice est considéré comme un bénéfice smart grid et n'est pas pris en compte pour les scénarios 1-3. Le scénario 4 (déploiement généralisé avec des compteurs sophistiqués et une communication quart-horaire) permet de réduire la première garde envoyée pour identifier et résoudre une panne. B11. Optimisation du dimensionnement du réseau La possible optimisation du réseau qui se traduirait par des investissements évités n'est pas prise en compte pour la Région de Bruxelles-Capitale. Les perturbations liées à la croissance des sources d'énergies renouvelables décentralisées seront minimes. En outre, il n'existe aucun investissement planifié qui pourrait être évité grâce au smart metering pour l'horizon du business case. B12. Meilleure identification des profils de consommation Ce bénéfice n'est pas quantifié pour la Région de Bruxelles-Capitale. B14. Développement de nouvelles structures tarifaires Le développement de nouvelles structures tarifaires est un bénéfice qualitatif. B15. Intégration/contrôle des sources de cogénération décentralisée Ce bénéfice n'est pas quantifié pour la Région de Bruxelles-Capitale. B16. Economie d'énergie électricité et gaz Le business case ne donne pas d'avis sur la réduction réelle de la consommation jusqu'à 2040 mais teste les résultats de certains inputs. Les potentiels de réduction suivants par segment ont été choisis comme valeurs de base : Electricité : • RéMI base I : -4,50%; • RéMI base II : -3,50%; • RéMI étendu : -3,50%; • Réseaux privés : -1,00%; • Résidentiels unifamiliaux : -1,00%; • Bâtiments communaux : -1,50%; • Bihoraire ou exclusif nuit : -1,50%; • Autoproducteurs : -1,50%; • Autres : -0,50%.

41

Gaz : • • • • • • • • •

RéMI base I : -2,50%; RéMI base II : -2,00%; RéMI étendu : -2,00%; Réseaux privés : -0,50%; Résidentiels unifamiliaux : -0,50%; Bâtiments communaux : -1,00%; Bihoraire ou exclusif nuit : -1,00%; Autoproducteurs : -1,00%; Autres : -0,20%.

Le business case prend en compte uniquement la partie "commodity" du tarif électricité et gaz. B17. Réduction du coût de la production grâce au lissage de la pointe Le business case ne donne pas d'avis sur la réduction réelle du prix de la production (électricité) jusqu'à 2040 mais teste les résultats de certains inputs. Les potentiels de réduction suivants par segment ont été choisis comme valeurs de base: • • • • • • • • •

RéMI base I : -8,00%; RéMI base II : -6,00%; RéMI étendu : -6,00%; Réseaux privés : -2,50%; Résidentiels unifamiliaux : -2,50%; Bâtiments communaux : -3,50%; Bihoraire ou exclusif nuit : -3,50%; Autoproducteurs : -2,00%; Autres : -0,70%.

Le business case prend en compte uniquement la partie "commodity" du tarif électricité.

42

B18. Introduction de contrats prépayés Ce bénéfice n'est pas quantifié pour la Région de Bruxelles-Capitale. B19. Réduction des émissions de CO2 En fonction de la réduction de la consommation et la réduction des pertes dans le réseau (3%, liées à la réduction de la consommation), le business case se base sur l'hypothèse des émissions de C02 de 0,328 kg CO2/ kWh (électricité) et 0,262 kg C02/kWh (gaz) et un prix de 17 € t/CO2 en 2011. Comme la variation entre les différentes études publiées sur l'évolution des prix du C02 jusqu'à 2040 est très élevée, le business case prend en compte trois options différentes : • Low-steady-growth : le prix du CO2 en 2040 est de 40,06 €/t; • High-steady-growth: le prix du CO2 en 2040 est de 120,94 €/t; • 10y fast growth, saturation après: le prix du CO2 en 2040 est de 90,31 €/t. L'option high-steady-growth est retenue comme valeur de base.

4 Résultats du business case 4.1

Résultats du business case pour la collectivité

Sur base des hypothèses (valeurs de base) décrites ci-avant, seul le scénario minimal a une NPV positive de 38 Mio. €. Les résultats pour les trois variantes du scénario intermédiaire segmenté sont les suivants: • Le déploiement des smart meters électricité et gaz en 5 ans pour les segments choisis et dans les 10 années suivantes pour les autres segments présente une NPV de -145 Mio. €. • Le déploiement des smart meters électricité en 5 ans pour les segments choisis et dans les 10 années suivantes pour les autres segments et le déploiement des smart meters gaz en 30 ans (rythme du remplacement systématique) ont une NPV de -109 Mio. €. • Le déploiement des smart meters électricité en 5 ans pour les segments choisis et dans les 10 années suivantes pour les autres segments et le déploiement des smart meters gaz uniquement pour les segments industries (RéMI) ont une NPV de -78 Mio. € .

43

Le scénario intermédiaire généralisé présente les résultats suivants: •

•

•

Le déploiement des smart meters électricité et gaz en 5 ans présente une NPV de -190 Mio. €; Le déploiement des smart meters électricité en 5 ans et le déploiement des smart meters gaz en 30 ans (rythme du remplacement systématique) ont une NPV de -135 Mio. €; Le déploiement des smart meters électricité en 5 ans et le déploiement des smart meters gaz uniquement pour les segments industries (RéMI) ont une NPV de -105 Mio. €.

Le scénario avancé est le plus négatif, affichant une NPV de -325 Mio. €.

Illustration 29: Résultats NPV

44

Illustration 30: Les investissements et coûts outrepassent les bénéfices

Illustration 31: Investissements et coûts du business case

45

Illustration 32: Bénéfices du business case

46

4.2

Résultats pour le business case par acteur

Avant que les coûts et les investissements ne soient pris en charge par le consommateur final, les résultats du business case par acteur présentent les conclusions suivantes: • •

•

• • •

Les coûts pour les smart meters incombent en grande partie au GRD; Les coûts pour le fournisseur dépassent les bénéfices mais le smart metering et l'energy box peuvent servir de base à des services plus étendus, grâce auxquels ce dernier pourrait générer des résultats additionnels; Le client final y trouve un bénéfice, grâce à une réduction de la consommation et des coûts liée au lissage de la pointe ainsi que grâce à une facturation réduite pour les ouvertures des smart meters. Les segments qui en tirent le plus grand bénéfice sont les clients industriels; pour les petits clients résidentiels, les bénéfices sont plus limités; Le producteur d'énergie perçoit un bénéfice neutre lorsqu'il redistribue la réduction du coût de la production d'énergie; L'impact pour le GRT est neutre; La société profite de la réduction des émissions, mais perd les taxes liées à la réduction de la consommation.

Illustration 33: NPV par acteurs

47

5 Comparaison avec l'étude de Brugel Le chapitre suivant présente une synthèse des résultats du business case Brugel et des comparaisons avec le business case Sibelga. L'étude Brugel retient quatre scénarios qui considèrent uniquement l'option d'un déploiement généralisé sur 4 ans. Les variables-clés qui font la distinction entre les scénarios sont : • Les fonctionnalités du smart meter; • La technologie de communication; • La fréquence de la communication. Le scénario "Basic" est focalisé sur l'amélioration de la gestion opérationnelle du compteur (ex. relevé et ouvertures/fermetures à distance, amélioration de l'efficacité des processus de validation, rectification, etc.) • Les fonctionnalités du smart meter sont plutôt basiques; • La technologie de communication choisie est le PLC; • La fréquence de la communication est mensuelle. Le scénario "Moderate" se concentre sur les bénéfices concernant les économies d'énergie et la promotion de la génération d'énergie décentralisée. • Les fonctionnalités du smart meter sont plutôt basiques; • La technologie de communication choisie est le UMTS; • La fréquence de la communication est journalière. Le scénario "Advanced" prend en compte l'efficience du réseau (ex. la réduction des pertes via un monitoring constant) avec un demand side management via le smart meter. • Les fonctionnalités du smart meter sont sophistiquées; • La technologie de communication choisie est le UMTS; • La fréquence de la communication est horaire. Le scénario "Full" prend en compte l'efficience du réseau avec un demand side management via le smart meter et une tarification plus souple, la communication des données est effectuée en temps réel. • Les fonctionnalités du smart meter sont très sophistiquées; • La technologie de communication choisie est le WIMAX; • La fréquence de la communication est quart-horaire.

48

Pour les scénarios "Advanced" et "Full", Brugel propose un smart meter et un système de communication très coûteux, sans prendre en compte la possibilité d'avoir les mêmes bénéfices a moindre coût – par exemple : • • •

Le monitoring du réseau avec un smart meter basique et des smart devices au niveau des cabines; le demand side management via un smart meter basique accompagné d'une energy box ; un déploiement segmenté pour les segments avec les plus grands bénéfices (ex. 30% du parc avec 80% de la consommation totale).

Les résultats du business case Brugel sont également négatifs pour les quatre scénarios (voir illustration 34). Brugel met en avant le scénario "Advanced" comme étant le moins déficitaire grâce au meilleur rapport coûts-bénéfices.

Illustration 34: Résultats NPV de l’étude Brugel

Les résultats dépendent fortement des hypothèses sur l'économie de l'énergie et de la réduction de la fraude: par exemple, selon Brugel, le facteur décisif pour inciter le consommateur à réduire sa consommation ou pour détecter la fraude est la fréquence de la communication (voir illustrations 35 et 36). Par contre, les bénéfices liés au smart grid (comme le lissage de la pointe via le demand side management) jouent ici un rôle quasiment négligeable.

49

Illustration 35: Bénéfices du business case Brugel

Illustration 36: Coûts du business case Brugel

En termes de correspondance entre les scénarios Sibelga et Brugel (voir illustration 37) • Il n’y a pas d’équivalent Sibelga pour le scénario « Basic » de Brugel; • Le scénario intermédiaire généralisé Sibelga a un smart meter semblable à celui du scénario « Moderate » de Brugel, mais grâce à l'addition d'une energy box il obtient les mêmes bénéfices que le scénario « Advanced » de Brugel. • Le scénario Avancé généralisé de Sibelga correspond au scénario «Full » de Brugel.

50

Illustration 37: Le scénario intermédiaire généralisé Sibelga obtient les mêmes bénéfices que le scénario Advanced Brugel

La comparaison des résultats NPV par compteur montre que les différences-clés entre l'étude Sibelga et l'étude Brugel se trouvent principalement dans la logique d'allocation des bénéfices. Contrairement à Brugel, le business case Sibelga attribue les bénéfices au nombre de smart meters et à la mesure dans laquelle les différents segments de clientèle peuvent non seulement réduire, mais aussi déplacer dans le temps leur consommation. De plus, Sibelga réussit déjà à réduire la fraude de 50%, sans smart meters : les benefices additionnels sont donc moindres que ceux du business case Brugel. En outre, les divergences entre les études Sibelga et Brugel résultent de leurs hypothèses différentes au sujet des investissements/ coûts nécessaires : • Brugel ne prend pas en compte les investissements évités; • Brugel ne remplace pas les compteurs; • Le coût d'installation des compteurs Brugel contient l'installation des concentrateurs, etc.; • Le coût IT Brugel est ~50% du coût Sibelga; • Le coût de communication Brugel est plus élevé à cause du temps réel; • Brugel travaille avec moins d'employés, notamment dans les fonctions de support.

51

6 Conclusions Les résultats du business case sont négatifs, seul le scénario minimal a une NPV positive. Il est néanmoins judicieux de considérer un déploiement des smart meters pour les raisons suivantes: • La Région de Bruxelles-Capitale pourrait passer à côté de nouvelles technologies pouvant créer des opportunités commerciales futures; • Les consommateurs Bruxellois risquent de subir des prix de l'électricité plus élevés car sans smart meters et possibilités de tarification plus souple, les fournisseurs pourraient se couvrir contre la volatilité croissante des prix de gros via une prime sur les tarifs; • Alors que les régions et pays voisins s'orientent vers le déploiement des smart meters, il est peu concevable pour la Région de Bruxelles-Capitale, en tant que capitale de l'Europe, de faire "cavalier seul" et d'aller à l'encontre de cette tendance fortement portée par les institutions européennes. Afin de maximiser les bénéfices du smart metering tout en minimisant les besoins en investissements et en tenant compte des spécificités de Bruxelles, deux choix semblent raisonnables: Le scénario minimal comme le seul positif • Effectuer le déploiement des "smart meters" pour les gros clients industriels commerciaux; • Evaluer les possibilités technologiques (IT, communication, etc.) "modulables" pour un roll-out très segmenté, focalisé sur les niches les plus rentables (ex. réseaux privés); • Suivre les évolutions du secteur et préparer les équipes de Sibelga à réagir de manière adéquate; • Réévaluer le business case dans 3-4 ans. Le scénario intermédiaire segmenté avec une approche plus proactive • ...avec un déploiement des smart meters gaz uniquement pour les clients industriels; • ...ou avec un déploiement des smart meters gaz en 30 ans.

52

7 Annexes 7.1

Abréviations

AMI AMR CH CHP CRM CWE EEX EOC ETP GPRS GRD GRT GW ICT kVA MDM NPV PLC POC RF SM TCC TVA UMTS VPP

Advanced metering infrastructure Advanced meter reading Clearing House Combined heat and power Customer relationship management Central West Europe European Energy Exchange End of contract Equivalent temps plein General packet radio service Gestionnaire du réseau de distribution Gestionnaire du réseau de transport Gigawatt Information and communication technology Kilo Volt Amperes Meter data management Net present value (Valeur actuelle nette) Power line carrier, Power line communication Proof of concept Radio frequency Smart meter Télécommande centralisée Taxe sur la Valeur Ajoutée Universal Mobile Telecommunications System Virtual power plant

53

EG

Recommend Documents