Etude Hermès - Smartgrids-cre.fr · PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 8 Cadrage • Analyse des...
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PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 2
Sommaire
A. Contexte et objectifs de l’étude 3
B. Méthodologie 5B1. Cadrage 9B2. Diagnostic de l’existant 11B3.1. Identification des solutions techniques et scénarios possibles 14B3.2. Analyse des impacts économiques engendrés par les mutualisations 21
C. Résultats 25Scénario 1 - Déploiement uniquement 27Scénario 2 - Moindre impact sur le projet AMM eRDF 35Scénario 3 - Mutualisation hors compteurs 43Scénario 4 - Mutualisation maximum 51
D. Synthèse des résultats 59
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 4
GrDF a lancé une réflexion sur le déploiement de smart metering eta évalué des opportunités de synergies avec le projet AMM d’eRDF
ContexteContexte
• Lancement du Projet Comptage GrDF début 2007afin de définir et mettre en œuvre :– les futurs standards technologiques de comptage
pour le gaz– les fonctionnalités d’un nouveau système de
comptage sur le réseau de distribution
• Animation par GrDF d’un groupe de travail sur lecomptage du Gaz au 1er semestre 2008, à lademande de la CRE, afin de :– prendre en compte l’ensemble des besoins des
différentes parties prenantes (consommateurs,collectivités, fournisseurs, autorité de régulation)
– identifier les fonctionnalités du futur système
• Parallèlement, le projet AMM de déploiement decomptage intelligent est très avancé chez eRDF(expérimentation en cours de déploiement,spécifications finales adressées au marché,qualification des fournisseurs en cours)
Objectifs de l’étude
• A la demande de la CRE et d’institutionspubliques, cette étude de faisabilité d’unecoopération industrielle sur le comptage résidentiela été mené sous pilotage GrDF en collaborationavec eRDF
• Elle analyse l’opportunité technico-économiqued’une telle coopération ainsi que les implicationsinhérentes aux options envisagées :
- technique- fonctionnelle- organisationnelle- gouvernance- processus- Juridique
CONTEXTE ET OBJECTIFSA
Source : Roland Berger
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 6
L’étude se concentre sur l’opportunité de mutualisation pour laDistribution à partir des cas de référence existants
Remarques préliminaires
Source : Roland Berger
B MÉTHODOLOGIE
Périmètre de l’étude
• Les analyses techniques, fonctionnelles, organisationnelles, processus, gouvernance et juridique sont centréessur le périmètre de la Distribution
• L'analyse est fondée les architectures stand-alone des chaînes de comptage, des projets AMM de eRDF et duscénario AMR1) de GrDF
• Les calculs de potentiels de mutualisation sont fondés sur une analyse des écarts liés à la mutualisation parrapport aux cas économiques de référence de ces deux projets
• Les bénéfices liés à la production, au transport et à la commercialisation ne sont pas considérés
• Les bénéfices liés à la maitrise de la demande d’énergie et à la vente de services associés ne sont pasconsidérés
Résultats de l’étude
• L’étude permet une analyse exhaustive des options et l’identification des pistes potentielles qui devront êtreapprofondies et confirmées dans un second temps
1) Scénario identifié par le groupe de travail CRE
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Le périmètre des métiers et populations impactés a été identifiépour les cas de référence
Métiers et populations impactés
Métiers Actes
Techniqueclientèle
• Interventions• Relèves (gestion, réalisation)• Dépannages et interventions clients
(actes techniques sur compteur,actes techniques sur disjoncteur,Coupure pour impayé, Mise enservice, Changement de formuletarifaire / de puissance, Résiliation,Intervention pour impayé,Dépannage sur comptage)
Types depopulation
• eRDF/GrDFrégion
• EGD région• EGD siège
Systèmed’information
• Développement (MOA)• Opérateur informatique• MCO
Fonctionscentrales
• Pilotage central• Pilotage régions
Source : analyse Roland Berger
B
• eRDF/GrDFsiège
• eRDF/GrDFsiège
• eRDF/GrDFrégions
BACKUP
Base d’activités et d’ETP considérée1)
1674
1.142
532
ETP dédiésgaz
ETP dédiésélectricité
1.456
5362
3.906
Relèves récurrentes Petites interventions
Total ETP = 7036
ETP P3 horsscope2)
3999
Total = 3999
1) Source : étude EGD au 31/12/2006 sur les activités P32) Activités non dématérialisables, non impactées
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 8
Cadrage• Analyse des
documentspertinents existants
• Structuration desgroupes de travailGrDF et eRDF
• Détail du calendrierprojet
• Réunion delancement
• Collecte desdonnées techniqueset économiques(paramètres etvaleurs demodélisation)
L’étude est fondée sur une analyse approfondie de la situationexistante et des options techniques de mutualisation
B
Méthodologie
Analyse de mutualisation possible par maillonde la chaîne de comptage
• Identification des solutions techniques possibleset du champ de contraintes associées etdéfinition de scénarios possibles
• Analyse des impacts économiques engendréspar les mutualisations
Diagnostic de l’existant• Analyse des données par niveau de la chaîne
de comptage :– architectures stand-alone– options techniques possibles– caractéristiques économiques– organisation prévue et cadre juridique
Valorisation de 4 scénariosreprésentant les typologiesde mutualisation possibles• Sélection de 4 scénarios
cibles de coopérationindustrielle
• Analyse de la faisabilitéfonctionnelle, juridique etorganisationnelle parscénario et valorisation (B-Case)
1 2 4
3
3.1
3.2
Source : Roland Berger
MÉTHODOLOGIE
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L’étude s’est déroulée entre fin novembre 2008 et fin janvier 2009autour d’ateliers communs eRDF/GrDF
METHODOLOGIE - CADRAGEB1
Jan. Fév. Mar.2008
Déc.Nov.2009
19/11/2008Lancement
Validation interne et communicationdes résultats de l’étude à l’externe 11 mars
GT comptage CRE
Valorisation de 4 grandes famillesde scénarios
Retours d’expériences
Analyse par mutualisationpossible par maillon de chaînede comptage
Diagnostic de l’existant
Cadrage1
2
3
Calendrier
Source : Roland Berger
4
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Le diagnostic a permis de construire une vision partagée desarchitectures et des business cases de référence
Cas de référence et hypothèses
Eléments de diagnostic réalisés1)
• Architecture de la cible AMR de GrDF(cette architecture est une option parmiles architectures identifiées par le Groupede Travail sur le comptage de la CRE)
• Fonctionnalités attendues pour le gaz• Corps d’hypothèses économiques du
business case AMR de GrDF• Intérêt industriel d’une bidirectionnalité
des flux de données non démontré
Architectures stand-alone
• Projet AMR de GrDF
radioCompteur
gazConcentrateur
GrDF S. I. centralWAN(gprs, GSM-data)
• Projet AMM de eRDF
LAN filaireCPL
Compteurélectrique
ConcentrateureRDF S. I. central
WAN(adsl, gprs, GSM-
data)
Sens des flux des données
• Architecture de la cible AMM de eRDFFonctionnalités attendues pourl’électricité
• Corps d’hypothèses économiques dubusiness case AMM de eRDF
• Flux de données bidirectionnels
• Compatibilité des fonctionnalités• Corps d’hypothèses et de valeurs pour
reconstitution de business casescomparables
Source : analyse Roland Berger
B2 METHODOLOGIE - DIAGNOSTIC
1) Voir annexes 1.1
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La reconstitution des business case stand-alone a permis deconverger sur les informations fournies par GrDF et eRDF
Investissements reconstitués
383
236
259269
1.288
1.740
4.175
eRDF – CAPEX cumulés [M€, 2008-2017] GrDF – CAPEX cumulés [M€, 2008-2017]
B2 METHODOLOGIE - DIAGNOSTIC
364
49515
18 25932
14
Pilotage projet
SI
Achats compteurs
Achats concentrateurs
Installation compteurs
Installation concentrateurs
Légende
Source : eRDF, GrDF, analyse Roland Berger
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 14
B3.1. Identification des solutions techniques et scénariospossibles
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 15
Les options de mutualisation possibles ont été analysées sur lachaîne de comptage telle que prévue par eRDF
B3.1
Options techniques envisagéesEnsemble des possibilités techniques par niveau de la chaîne de comptage
Contraintes prises encompte
• Capacité de connexion descompteurs gaz au réseauCPL : existence de latechnologie ou réalisationpossible dans les délaiscompatibles avec le projet
• Durabilité du matériel (cyclede vie produit, notammentdurée de vie des batteriesde modules radio)
• Contraintes technico-juridiques
• Contraintes métiers(déploiement et installationsinterventions)
Source : analyse Roland Berger, expert
Communicationdes données gaz enCPL sur réseau eRDF
LAN (CPL)COMPTAGE CONCEN-TRATEUR S.I. CENTRALWAN
Déploiementdes compteurs
Concentrateurunique avec eRDFspécifié pour AMM
Communication viale WAN eRDF
Mutualisation dusystème AMM(automate+ hardware +MCO + OI)
Mutualisation duhardware seulement
Mutualisation dusoftware seulement
Mutualisation de laMCO et de l’OIseulement
Communication viaun WAN propre GrDF
Communication viaun mode decommunication propreGrDF ou mis encommun avec eRDF
Concentrateurunique bi-modem (bicarte SIM)
Concentrateurpropre à GrDF
Communication viaLAN radio propre GrDF
Communication viainternet – dispositifpropre GrDF ou misen commun aveceRDF1)
Communication viaréseau téléphoniquepropre GrDF ou misen commun aveceRDF
Non-mutualisation/installation d’un compteur gazcommunicant
Déploiement mutualiséde l’installation descompteurs
Utilisation duCBE commepasserelle
Utilisationd’unepasserellefilaire ou radio
Liaisoncompteurs gaz etélectricité par Euirdisradio externe
Liaisoncompteurs gaz etélectricité par Euridisradio intégré
Liaisoncompteurs gaz / LANpar passerelle filaireEuridis/CPL
Liaisoncompteurs gaz / LANpar passerelleradio/CPL
Liaisoncompteurs gaz / LANpar passerelle filaire etradio
2
3
4
5
6
7
1
2
3
4
1
2
3
1
2
3
1
2
3
4
Liaisoncompteurs gaz etélectricité par Euridisfilaire
1
METHODOLOGIEANALYSE TECHNIQUE DES MUTUALISATIONS
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 16
Deux options techniques de mutualisation se dégagent pourtransférer les données gaz par CPL
Source : analyse Roland Berger, expert
METHODOLOGIEANALYSE TECHNIQUE DES MUTUALISATIONS
Utilisation du compteur électrique commepasserelle, via port/protocole Euridis1)
• CAS A1 Connexion entre le compteur gaz et lecompteur électrique via Euridis filaire
• CAS A2 Connexion entre le compteur gaz et lecompteur électrique Euridis par moduleradio externe
• CAS A3 Connexion Euridis par module radiointégré au compteur électrique
Utilisation d’une passerelle HAN / LAN
• CAS A4 Connexion entre le compteur gaz et leréseau CPL par passerelle Euridis filaire
• CAS A5 Connexion entre le compteur gaz et leréseau CPL par passerelle radio
• CAS A6 Connexion entre le compteur gaz et leréseau CPL par passerelle mixte Euridisfilaire et radio
Zoom sur le niveau "compteurs"
1) Euridis : protocole de connexion intégré au compteur bleu électronique. Port libre et prévu sur les CBE AMMEuridis est un protocole hardware et software, notamment protocole de communication gérant le transfert des informations entre le concentrateur et leTSP via le Bus de Téléreport.EURIDIS est un protocole bidirectionnel qui permet de centraliser la saisie des informations sur un seul boîtier de téléreport
B3.1
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 17
*
Source : analyse Roland Berger, expert
L’utilisation du compteur électrique comme passerelle peut êtreréalisée selon 3 options techniques
CAS A1
Euridisfilaire
Séc.Int1)
CompteurGaz
CBE
230V
Module RF
CompteurGaz
CBE
230V
CPL
TIC
TIC
CBE
230V
CPL
TIC
RF
CompteurGaz
RF
Euridis
CAS A2
Euridis RFhorscompteur
CAS A3
Euridis RFintégré aucompteur
CPL
1) Sécurité intrinsèque
Principales caractéristiques
• Le compteur gaz est relié au réseau CPL par uneconnexion à un module radio directement intégrédans le compteur électrique
• Le compteur gaz est relié au réseau CPL via lecompteur électrique, par une connexion filaireutilisant le protocole Euridis
• Cette configuration nécessite une tête de sécuritéintrinsèque (obligation légale)
• Le compteur gaz est relié au réseau CPL via lecompteur électrique, par une connexion à unmodule radio, lui-même branché sur le réseauEuridis ou directement sur le compteur électrique
BACK-UP
Comparaison des 3 options
*RF
*RF
*
RF
B3.1
Lien filaire
Lienfilaire
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 18
Le recours à une passerelle HAN/LAN peut être réalisée selon troisoptions techniques
CompteurBleu Electro.
230V
TIC
CPL
Euridis
GAZ
Source : analyse Roland Berger
Passerelle
EURIDIS
CPL
RF
*
Comparaison des 3 options de passerelle HAN/LANCAS A4
PasserelleEuridis/CPLfilaire
CAS A5PasserelleRF/CPL
CPL
GAZ
*
RF
Réseau 230V
Principales caractéristiques
BACK-UP
• Le compteur gaz est relié au réseau CPL par unepasserelle Euridis filaire
• La passerelle est branchée soit :a) Sur le réseau domestiqueb) Entre le disjoncteur et le compteurc) En amont du compteur
B3.1
Cas A6couplage A4et A5
• Le compteur gaz est relié au réseau CPL par unepasserelle Euridis radio
• La passerelle est branchée soit :a) Sur le réseau domestiqueb) Entre le disjoncteur et le compteurc) En amont du compteur
Compteur
Lien filaire
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 19
Une analyse exhaustive des options techniques possibles et descompatibilités a été menée1)
Pas dedéploiement
mutualisé
2Aucunemutualis
ation
2
�������D2 : WAN 2 canauxséparés
��
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
MCO +OI
seulement
5
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
WANautre
mise encommun
3
�
�
�
�
�
�
�
�
Concentrateur
propre àGrDF
3
�
��
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
Tout1
F
�
��
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
Compteurs
seulement
3
F1 : ToutDéploiement total
F2 : Compteursseulement
Compteurs seuls
�F3 : Concentrateursseulement
Concentrateursseuls
��
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
�
Concentrateurs
seulement
34Softwar
eHardwar
ecommunseuleme
nt
SI AMMcommun
WAN 2canauxséparés
WANcanal
unique
Concentrateur 2
SIM2
modems
ConcentrateurAMM
CPLPass.Euridis+ RF/CPL
Pass.RF/CPL
Pass.Euridis/
CPL
EuridisRF
intégrée
EuridisRF
Euridisfilaire
Possible avecsolutioncomptage n°
Niveau de départde lamutualisation
�����C2 : Concentrateur2 SIM2 modems
�����C1 : ConcentrateurAMM
Mutualisation àpartir duconcentrateur
��������B1 : CPLMutualisation àpartir du réseauCPL
���������A6 : Passerellefilaire et radio
����������A5 : Passerelleradio
����������A4 : Passerellefilaire (Euridis)
����������A3 : Euridis radiointégrée
���������A2 : Euridis radio
����������A1 : Euridis filaireMutualisation àpartir ducomptage
E4 : MCO + OIseulement
E3 : Software
E2 : Hardwarecommun seulement
E1 : SI AMMcommun
D3 : WAN autremise en commun
D1 : WAN canalunique
C3 : Concentrateurpropre à GrDF
EDCBAMutualisation 1654321
�
2
�
121 1 3 4
� � �
Mutualisation àpartir du WAN
� � �
� � �
Mutualisation àpartir du S.I.
� � �
� � �
� � �� � �
Implique la non utilisationdu CPL
METHODOLOGIEANALYSE TECHNIQUE DES MUTUALISATIONS
CPLCompteur Concentrateur S. I. centralWAN
A
BC
D
E
Scénario type
Scénariodéploiementuniquement
Scénariomutualisationhors compteur
Source : analyse Roland Berger
Déploiement descompteurs
�
Scénario demutualisationmaximum
Scénario demoindre impacteRDF
Cas possibles enfonction du niveaude départ(appréciationtechniqueuniquement)
B3.1
F
1) Lecture du tableau: en fonction du niveau d’entrée de mutualisation, identification en ligne des compatibilités techniques théoriques des possibilités envisagées
Cas impossibles
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 20
Les scénarios présentés reflètent les 4 typologies de mutualisationpossibles
Commentaire
Source : eRDF, analyse Roland Berger
Classe de scénario en fonction de degré de mutualisation
LAN (CPL)COMPTEUR CONCEN-TRATEUR
S.I.CENTRALWAN
DEPLOIEMENTCOMPTEURS
Déploiementuniquement
• Utilisation du déploiement prévu par eRDF pourles compteurs gaz
• Aucun impact sur la chaine de comptage
• Utilisation du déploiement prévu par eRDF pourles compteurs gaz
• Aucun impact sur la chaine de comptageMoindreimpactsur AMM
• Adossement du système AMR sur le réseauCPL sans recours au compteur électriquecomme passerelle
• Réduction des contraintes de gestion,d'évolutivité et de gouvernance
Mutualisationhors impactcompteur
• Adossement maximum du système AMR sur lesinfrastructures prévues par AMM
Mutualisationmaximum
MutualiséNon mutualisé
1
2
3
4
METHODOLOGIEANALYSE TECHNIQUE DES MUTUALISATIONSB3.1
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 21
B3.2. Analyse des impacts économiques engendrés par lesmutualisations
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 22
L’analyse des impacts économiques de mutualisation est fondéesur les écarts entre situations de référence et les scénarios
Vision desparamètrescibles
Partage deshypothèses etconstitution dumodèle commun/référence
Reconstitutiondes casstand-alone
Photo de lasituation
RéalisationdesScénarios
Output deltaglobal Ventilation Total delta1 2 3 4 5
VisionGrDF pour1 projetAMR enstand-alone
VisioneRDF pourle projetAMM enstand-alone
Recons-titution ducas stand-alone avecle soclecommun
Recons-titution ducas stand-alone avecle soclecommun
Scenario 1
Scenario 2
Scenario 3
Scenario 4
Gains demutualisation
Coûts demutualisation
Total deltapar scénario
deltascénario 2
deltascénario 3
Gains pourGrDF
Coûts pourGrDF
Gains poureRDF
Coûts poureRDF
• Scénarioplus ou moinsbon pour GrDF
• Scénarioplus ou moinsbon pour eRDF
Partaged’uncorpsd’hypo-thèsecommun
Partagesur lavaleurdesparamètres
« Photo »de chaquecas stand-alone deréférence
METHODOLOGIEANALYSE ÉCONOMIQUE DES IMPACTS DE MUTUALISATION
Source : Roland Berger
B3.2
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 23
Après estimation des impacts respectifs des scénarios sur les casstand-alone, les gains et coûts sont ventilés entre les deuxopérateursFonctionnement du modèle
METHODOLOGIEANALYSE ÉCONOMIQUE DES IMPACTS DE MUTUALISATION
Source : Roland Berger
1) Scénario : combinaison des choix techniques à chaque niveau de la chaîne de comptage2) Algorithme permettant compléter le scénario retenu lorsque celui-ci ne couvre pas tous les cas de configurations des compteurs – par un choix technique compatible
A
B
A’+B’
A’’
B’’
A+BAgrégationdes cas deréférence
Agrégation descas aprèsimpact de
mutualisation
Scénariotechnique choisi1)
A’’+B’’ = A’+B’
Ventilation des coûts et bénéficespar clés de répartition
Cas de référenceGrDF
Cas deréférence eRDF
Cas GrDF aprèsmutualisation ventilée
Cas eRDF aprèsmutualisation ventilée
CPLCompteur Concentrateur S. I.Télécom
A B C D E
Matrices d’impacts GrDF
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
Installation
• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur
Matériel
•∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)
Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation
Capex
Opex
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
Installation
• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur
Matériel
•∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)
Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation
Capex
Opex
Matrices d’impacts eRDF
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
• Paramétrage modem CPL (àvalider)
Installation
• Pas de récepteur RF au niveaudu concentrateur
Matériel
• ∆ risque de défaillance• ∆ risque de défaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
Impact sur eRDF (par rapport à AMM SA)Impact sur GrDF (Par rapport à AMR SA)
Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation Coûts de la mutualisation Gains de la mutualisation
Capex
Opex
Calcul des impacts demutualisation sur chaque niveau
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
Installation
• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur
Matériel
•∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)
Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation
Capex
Opex
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
Installation
• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur
Matériel
•∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)
Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation
Capex
Opex
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
Installation
• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur
Matériel
• ∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)
Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation
Capex
Opex
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
• ParamétragemodemCPL(àvalider)
Installation
• PasderécepteurRFauniveauduconcentrateur
Matériel
• ∆risquededéfaillance• ∆risquededéfaillanceMaintenance
Exploitation
Pilotage
ImpactsureRDF(parrapportàAMMSA)ImpactsurGrDF(ParrapportàAMRSA)
Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation Coûtsdelamutualisation Gainsdelamutualisation
Capex
Opex
Complémentde scénario2)
B3.2
Déploiementcompteurs
F
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 24
Au-delà de l'analyse technico-économique, la faisabilité a aussi étéétudiée
Faisabilité en terme de gouvernance
Faisabilité calendrier
Faisabilité fonctionnelle
Faisabilité organisationnelle
Faisabilité légale
Faisabilité technique
Faisabilité –Axes d'analyse
• Maturité de la technologie, disponibilité,complexité de mise en œuvre de la solutiontechnique
• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI
• Complexité de pilotage et de mise en œuvreterrain
• Disponibilité de la compétence gaz /électricité
• Degré de contrainte imposé par le cadrerèglementaire (décrets, principe despécialité)
• Partage des responsabilités de pilotagependant le déploiement puis sur la durée devie du système
• Gestion des évolutions
• Délais de spécifications, développementfournisseur, tests de non régression,coordination des équipes ,des sous-traitants
Source : Roland Berger
Axes d’analyse
METHODOLOGIEANALYSE DE LA FAISABILITEB3.2
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 26
Comparaison entre eRDF et GrDF des grandes massesmutualisables significatives
Source : eRDF, GrDF, analyse Roland Berger
GrDF Caractère mutualisable
Investissements reconstitués, CAPEX cumulés [M€, 2008-2017]
383364
236
495
184
25932
14
15
18 0
75
269
1.288
1.740
4.175
ExpérimentationS.I.1)
Achats compteursAchats concentrateurs
Installation compteurs
Installation concentrateurs
��
�
�
�
�
NA18 M€
15 M€
99 M€
14 M€
NA
Pilotage central du projet �
eRDF Commentaire
Coûts de coordinationNAPas d’expérimentation GrDF à ce stadeAutomate AMM totalement mutualisable
Compteurs gaz et électricité différentsEffet volume possible hors mutualisationConcentrateurs totalement mutualisables
Geste technique sur place incompressible(y compris périmètre adressable)
Installation concentrateurstotalement mutualisable
146 M€non mutualisable1) y.c. 88 M€ de commissionning pour eRDF
C
�
�mutualisable
PRINCIPES D’ANALYSE
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 28
Le scenario « déploiement Uniquement » vise le seul partage desressources pour l’installation chez les clients, sans aucun partaged’infrastructureStructure du scénario
Architecture
Déploiement
COMPOSANTES PAR MAILLON DE LA CHAINE
A « Aucune mutualisation »
B « Aucune mutualisation »
C « Aucune mutualisation »
D « Aucune mutualisation »
E « Aucune mutualisation »
F
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 29
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis filaire
1Utilisation duCBE commepasserelle
Utilisationd’unepasserellefilaire ouradio
Il se compose uniquement d’une mutualisation des ressources etdéplacements pour le déploiement des compteurs
Composantes du scénario
LAN (CPL)
Liaison compteursgaz et électricité parEuirdis radio externe
2
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis radio intégré
3
Réseau électriqueeRDF intégralementmutualisé
1 Concentrateurspécifié pour AMM(adaptations applicatives)
1
Concentrateur à 2cartes SIM et 2 modems
2
1 canal commununique GPRS ou ADLS ensortie concentrateur
1
2 canaux séparés, i.e.2 abonnements
2
S.I. AMM mutualisé1
COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWAN
2 S.I. séparés2
Déploiement descompteurs
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire Euridis/CPL
4
Liaison compteursgaz / LAN par passerelleradio/CPL
5
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire et radio
6
Source : Roland Berger
Déploiementmutualisé des compteurs
1
Déploiement nonmutualisé des compteurs
2
A B C D E F
Option technique cible
Solution technique complétant les cas noncouverts par l’option technique cible
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 30
Visualisation de la configuration au niveau du compteur
Comparaison « projets existants » vs. « projet mutualisés »
Architectures existantes Architectures mutualisées
Projet AMMeRDF
Projet AMRGrDF
Dataconcentrateur
électricité
Compteur gaz Dataconcentrateur
gaz
Compteurélectrique
Réseauélectrique BT
radio
* *
CPL
Dataconcentrateur
électricité
Compteur gaz Dataconcentrateur
gaz
Compteurélectrique
Réseauélectrique BT
radio
* *
CPL
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 31Source : analyse Roland Berger
99
10
4 175
5 107
Pilotage projet
0
SI Achatsconcentrateurs
0
Achats compteurs
0
Installationcompteurs
0
Installationconcentrateurs
838
4 180
5 018
932
Les coûts évités d’installation des compteurs proviennentessentiellement du nombre de déplacements évités
GrDF
eRDF
Capex stand-alone
Capex Mutualisation,ventilés
• Coûts évités du serviceclient / compteur gaz
• Coûts évités dudéplacement /compteurgaz
• Coût supplémentaire depilotage pour ledéploiement en commundes compteurs
Détail des impacts du scénario "Déploiement uniquement" [M€ 2008]
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 32Source : analyse Roland Berger
166166
2 178
2 3440
Exploitationtélécoms
0
Maintenancecompteurs -
Remplacementdes batteries
0 00
Maintenanceconcentrateurs
Pannescompteurs
Pannesconcentrateurs
0
Renouvellementconcentrateurs
0
Exploitation SI
2 178
2 344
+0%
GrDF
eRDF
Coûts évités d’exploitationstand-alone
La mutualisation du déploiement n’a aucun impact sur les coûtsd’exploitation évités
Coûts évités d’exploitationmutualisation, non ventilés
Impacts cumulés sur les Opex [M€, sur 20 ans], [Figure 11]
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 33
Le scénario ne génère aucun évolution technique et permet uneamélioration de la VAN globale
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
• Amélioration de la VANglobale de 66 M€
F – DéploiementGAZ
ELEC
Effetdéfavorable
Effetfavorable
� � �• Mutualisation desdéplacements et du serviceclient
• A la cible, 11% du parcAMM aura été posé horsdéploiement planifié, soitune cible de mutualisationde 89% du parc. Onconsidère que 80% decette cible est réalisable(soit 71%)
Domaine Elément Impact
F - Déploiement • Coûts de coordination dudéploiement par lesfonctions centrales
�
Principaux effets
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 34
La faisabilité de ce scénario nécessite d’être confirmée par uneétude plus approfondie
Source : analyse Roland Berger
Évaluation de la faisabilité de mise en œuvre
Faisabilité du scénario Spécificités
Faisabilité forte Faisabilité faible
Définition
Faisabilitéfonctionnelle
Faisabilité légale
Faisabilité enterme degouvernance
Faisabilitécalendrier
FAISABILITÉGLOBALE
Faisabilitéorganisationnelle
Faisabilitétechnique
1
2
3
4
5
6
• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvrede la solution technique
• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI
• Complexité de pilotage et de mise en œuvre terrain• Disponibilité de la compétence gaz / électricité
• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puissur la durée de vie du système
• Gestion des évolutions• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets,
principe de spécialité)
• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de nonrégression, coordination des équipes ,des sous-traitants
• Aucun impact
• Définition desresponsabilités nécessaire
• Aucun impact
• Aucun impact
• Scénario réalisable à confirmer par une étude plus approfondie
• Aucun impact
• Coordination pilotage etdouble compétencenécessaires
NA
NA
1 SCÉNARIO – DÉPLOIEMENT UNIQUEMENT
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 36
Le scenario 2 « moindre impact sur le projet AMM » vise lamutualisation « amont » et la dissociation des données dès leconcentrateurStructure du scénario
Architecture
Déploiement
COMPOSANTES PAR MAILLON DE LA CHAINE
A
B
C Le data concentrateur dispose de deux mémoires distinctes, de 2 modems et 2 cartes SIM
D Le WAN n’est pas mutualisé
E Le SI n’est pas mutualisé
F
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
Le compteur gaz s’appuie sur une « passerelle » filaire ou radio pour transmettre ses index directement sur leréseau – cette passerelle est branchée sur le réseau électrique domestique
Le réseau CPL sert de vecteur de communication vers le data concentrateur
Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 37
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis filaire
1Utilisation duCBE commepasserelle
Utilisationd’unepasserellefilaire ouradio
Le scénario « moindre impact » s’appuie sur une passerelle radioCPL au niveau comptage – il ne mutualise ni le WAN ni le SI
Composantes du scénario
LAN (CPL)
Liaison compteursgaz et électricité parEuirdis radio externe
2
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis radio intégré
3
Réseau électriqueeRDF intégralementmutualisé
1 Concentrateurspécifié pour AMM(adaptations applicatives)
1
Concentrateur à 2cartes SIM et 2 modems
2
1 canal commununique GPRS ou ADLS ensortie concentrateur
1
2 canaux séparés, i.e.2 abonnements
2
S.I. AMM mutualisé1
COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWAN
2 S.I. séparés2
Déploiement descompteurs
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire Euridis/CPL
4
Liaison compteursgaz / LAN par passerelleradio/CPL
5
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire et radio
6
(10%)
(90%)
Source : Roland Berger
Déploiementmutualisé des compteurs
1
Déploiement nonmutualisé des compteurs
2
A B C D E F
Option technique cible
Solution technique complétant les cas noncouverts par l’option technique cible
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 38
Visualisation de la configuration au niveau du compteur
Comparaison « projets existants » vs. « projet mutualisés »
ADSLGPRS
Architectures existantes Architectures mutualisées
Projet AMMeRDF
Projet AMRGrDF
S.I.gaz
ADSLGPRS
S.I.électricité
Dataconcentra
teurélectricité
Compteurgaz
Compteurélectrique
Radio (LAN)
RF*
CPL CPL
WANélectricité S.I.
électricitéData
concentrateur
commun
Compteurélectrique
CPL CPL
Compteurgaz
RF
*
Euridis
*Data
concentrateurgaz
*S.I.gaz
WANgaz
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
Radio (90%)
Filaire (10%)
Euridis
CPL
RFPasserelle1)
1) La passerelle est branchée soit :a. Sur le réseau domestiqueb. Entre le disjoncteur et le compteurc. En amont du compteur
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 39Source : analyse Roland Berger
286
283
932
4 175
5 10710
Pilotage projet
0
SI
14
Installationconcentrateurs
4 184
Achatsconcentrateurs
5 660
Installationcompteurs
Achats compteurs
1 47611
Ce scénario présente un surcoût par rapport à AMR sansbénéficier de mutualisation technique
GrDF
eRDF
Capex stand-alone
Capex mutualisésbruts
• Coût du matérielsupplémentaire pourle compteur gaz
• coûts évités des /concentrateurs pourGrDF
• Coût supplémentaire/ concentrateur poureRDF
• Coûts évités dudéplacement etde l’installationdesconcentrateurspour GrDF
• Coût supplémentairede pilotage pour ledéploiement encommun descompteurs
Détail des impacts du scénario "Moindre Impact sur projet AMM eRDF" [M€ 2008]
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
• Allongement du tempsd’installation sur place ducompteur gaz en raisonde :
– l’appariementnécessaire avec lecompteurélectrique,
– la pose de lapasserelle (90% enradio et 10% enfilaire)
• Coûts évités dudéplacement / compteurgaz
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 40Source : analyse Roland Berger
1432
141
68
166
2 3440
Exploitationtélécoms
0
Maintenanceconcentrateurs
Pannesconcentrateurs
9
Renouvellementconcentrateurs
0
Exploitation SI
2 162
2 230
-5%
Pannescompteurs
Maintenancecompteurs -
Remplacementdes batteries
2 178
GrDF
eRDF
Coûts évités d’exploitationstand-alone
L’augmentation du taux de panne et la hausse globale du coûtmatériel des compteurs génèrent l’essentiel de l’impact sur lescoûts évités
Coûts évités d’exploitationmutualisation, non ventilés
Impacts cumulés sur les Opex [M€, sur 20 ans], [Figure 11]
• matériel supplémentaire parcompteur gaz
• Augmentation du taux dedéfaillance des compteurs gaz
• Aucun impact sur les compteursélectriques
• -
• SI séparés,aucun impactsur lamaintenance
• -
• Coûts évités de lamaintenance surles concentrateursGrDF
• Coûts évités durenouvellementdes concentrateurspour GrDF
• Coûtsupplémentairedes concentrateurspour eRDF
• Coûts évités despannes sur lesconcentrateursGrDF
• CoûtsupplémentairedesconcentrateurseRDF
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 41
Le scénario génère des évolution techniques et opérationnellestraduits en termes d’investissement et coûts d’exploitation
ELEC
�• Coûts de coordination dudéploiement par les fonctionscentrales
GAZ
�• Matériel supplémentaire eRDF pourla carte SIM et le modem
C - Concentrateur
�• Mutualisation des déplacements et duservice client
• A la cible, 11% du parc AMM aura étéposé hors déploiement planifié, soitune cible de mutualisation de 89% duparc. On considère que 80% de cettecible est réalisable (soit 71%)
F – Déploiement
�• Pas d’investissement propre GrDFC - Concentrateur
� � �• Allongement du geste technique surplace pour la pose de la passerelle etappariement
� � �• Coût de la passerelle et du matérielsupplémentaire de pose du compteur
A - Compteur
Domaine Elément ImpactEffetfavorable
Effetdéfavorable
F - Déploiement • Coûts de coordination dudéploiement par les fonctionscentrales
�
Principaux effets
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
• Dégradation de la VANglobale de 524 M€
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 42
Le scénario « moindre impact » présente une faisabilité techniqueréaliste et des impacts délais limités
Source : analyse Roland Berger
Évaluation de la faisabilité de mise en œuvre
Faisabilité du scénario Spécificités
Faisabilité forte
Définition
Faisabilitéfonctionnelle
Faisabilité légale
Faisabilité enterme degouvernance
Faisabilitécalendrier
FAISABILITÉGLOBALE
Faisabilitéorganisationnelle
Faisabilitétechnique
1
2
3
4
5
6
• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvrede la solution technique
• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI
• Complexité de pilotage et de mise en œuvre terrain• Disponibilité de la compétence gaz / électricité
• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puissur la durée de vie du système
• Gestion des évolutions• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets,
principe de spécialité)
• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de nonrégression, coordination des équipes ,des sous-traitants
• Modification duconcentrateur AMM : + 6mois maximum
• Scénario réaliste d’un point de vue technique et fonctionnel• Contraintes de confidentialité, et de gestion des données levée par la
séparation des données
Faisabilité faible
• Contraintes techniqueslimitées au concentrateur
• Interdépendance des fluxjusqu’au concentrateur
• Coordination pilotage etdouble compétencenécessaires
• Données séparées• S.I. séparés• Responsabilités à définir• Transit de données gaz sur
CPL : autorisation nécessaire
+ 0 à 6 mois
2 SCÉNARIO 2 – MOINDRE IMPACT SUR PROJET AMM eRDF
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 44
Le scenario « mutualisation hors compteurs » recherche le partaged’infrastructures sans toucher à l’élément de base :le compteur électriqueStructure du scénario
Architecture
Déploiement
COMPOSANTES PAR MAILLON DE LA CHAINE
A Le compteur gaz s’appuie sur une « passerelle » filaire ou radio pour transmettre ses index directement sur leréseau. Cette passerelle est branchée sur le réseau électrique domestique
B Le réseau CPL sert de vecteur de communication vers le data concentrateur
C Le data concentrateur prévu par le projet AMM avec les données électricité et gaz
D Les données sont transmises sur 1 WAN commun et via des data collection engines communs au S.I. central
ELe S.I. central AMM est partagé pour toute la partie automate = infrastructure + applications + services + O.I.+ MCO
F Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 45
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis filaire
1Utilisation duCBE commepasserelle
Utilisationd’unepasserellefilaire ouradio
Le scénario s’appuie sur 90% de passerelle radio (A5) et 10% depasserelle filaire (A4) au niveau du comptage
Composantes du scénario
LAN (CPL)
Liaison compteursgaz et électricité parEuirdis radio externe
2
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis radio intégré
3
Réseau électriqueeRDF intégralementmutualisé
1 Concentrateurspécifié pour AMM(adaptations applicatives)
1
Concentrateur à 2cartes SIM et 2 modems
2
1 canal commununique GPRS ou ADLS ensortie concentrateur
1
2 canaux séparés, i.e.2 abonnements
2
S.I. AMM mutualisé1
COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWAN
2 S.I. séparés2
Déploiement descompteurs
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire Euridis/CPL
4
Liaison compteursgaz / LAN par passerelleradio/CPL
5
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire et radio
6 Option technique cible
Solution technique complétant les cas noncouverts par l’option technique cible
(10%)
(90%)
Source : Roland Berger
Déploiementmutualisé des compteurs
1
Déploiement nonmutualisé des compteurs
2
A B C D E F
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 46
ADSLGPRS
Visualisation de la configuration du compteur au S.I.
Comparaison « projets existants » vs. « projet mutualisés »
Architectures existantes Architectures mutualisées
Projet AMMeRDF
Projet AMRGrDF
S.I.gaz
ADSLGPRS
S.I.électricité
Dataconcentra
teurélectricité
Compteurgaz
Compteurélectrique
Radio (LAN)
RF*
CPL CPL
S.I.commun
Dataconcentra
teurcommun
Compteurélectrique
CPL CPL
Compteurgaz
RF
*
Euridis
*Data
concentrateurgaz
*
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
Radio (90%)
Filaire (10%)
WANCommun
1) La passerelle est branchée soit :a. Sur le réseau domestiqueb. Entre le disjoncteur et le compteurc. En amont du compteur
Euridis
CPL
RFPasserelle1)
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 47Source : analyse Roland Berger
286
283
4 175
5 107 13
Pilotage projet
18
SI Achats compteurs
14
5 642
4 183
1 460
Installationconcentrateurs
14
Installationcompteurs
Achatsconcentrateurs
932
GrDF
eRDF
Capex stand-alone
L’achat des modules radio et leur installation représententl’essentiel de l’effort d’investissement
Capexmutualisés
bruts
• matériel supplémentairepar compteur gaz
• Surcoût en moyennesur le module RF AMR
• Economie del’automate pourGrDF
• Allongement du tempsd’installation sur place ducompteur gaz en raisonde :
– l’appariementnécessaire avec lecompteurélectrique,
– la pose de lapasserelle (90% enradio et 10% enfilaire)
• Coûts évités dudéplacement / compteurgaz
• Coûts évités dudéplacement lors del’installation desconcentrateurs pour GrDF
• Coûts évitésmatériel /concentrateur pourGrDF
• Coût de l’adaptationsoftware /concentrateur
• Coût supplémentairede pilotage pour ledéploiement encommun descompteurs, desconcentrateurs et du SI
Décomposition des coûts et « gains » de mutualisation, [M€ 2009], [Figure 4]
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 48Source : analyse Roland Berger
84
32
141158166
Pannescompteurs
Maintenancecompteurs -
Remplacementdes batteries
Maintenanceconcentrateurs
1
Pannesconcentrateurs
10
Renouvellementconcentrateurs
Exploitation SI
2 174
2 333
-0%
0
Exploitationtélécoms
22 344
2 178
GrDF
eRDF
Coûts évités d’exploitationstand-alone
L’augmentation du taux de panne et la hausse globale du coûtmatériel des compteurs génèrent l’essentiel de l’impact sur lescoûts évités
Coûts évités d’exploitationmutualisation, non ventilés
Impacts cumulés sur les Opex [M€, sur 20 ans], [Figure 11]
• Coût supplémentaire ducompteur gaz
• Augmentation du taux dedéfaillance des compteurs gaz
• Aucun impact sur les compteursélectriques
• Pas de batteriesupplémentairepar rapport àAMR pourGrDF
• MaintenanceSI évitée pourGrDF
• Moindre coût destransmissions dedonnées pourGrDF
• Coûts évités de lamaintenance surles concentrateursGrDF
• Coûts évités durenouvellementdes concentrateurspour GrDF
• Coût del’adaptation dusoftwareconcentrateur poureRDF
• Coûts évités despannes sur lesconcentrateursGrDF
• Coût des pannesconcentrateurssupplémentairespour eRDF
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 49
Le scénario génère des évolutions techniques et opérationnellestraduits en termes d’investissement et coûts d’exploitation
ELEC
Effetdéfavorable
EffetfavorableImpactElémentDomaine
�• Coûts de coordination du déploiementpar les fonctions centrales
GAZ
�• Coûts de coordinationE – S.I.�• Adaptation softwareC - Concentrateur
� �• Coût évité d’investissement SI (100%du coût de l’automate GrDF)
• Coût de maintenance SI évité
�• Coûts de coordinationE – S.I.
�• Mutualisation des déplacements et duservice client
• A la cible, 11% du parc AMM aura étéposé hors déploiement planifié, soitune cible de mutualisation de 89% duparc. On considère que 80% de cettecible est réalisable (soit 71%)
F – Déploiement
�• Pas d’investissement propre GrDFC - Concentrateur
� � �• Allongement du geste technique surplace pour la pose de la passerelle etappariement
� � �• Coût de la passerelle et du matérielsupplémentaire de pose du compteur
A - Compteur
F - Déploiement • Coûts de coordination du déploiementpar les fonctions centrales
�
Principaux effets
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
• Dégradation de la VANglobale de 408 M€
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 50
Ce scénario présente des contraintes de gouvernance sur la duréede vie du système
Source : analyse Roland Berger
Évaluation de la faisabilité de mise en œuvre
Faisabilité du scénario Spécificités
Faisabilité forte Faisabilité faible
Définition
Faisabilitéfonctionnelle
Faisabilité légale
Faisabilité enterme degouvernance
Faisabilitécalendrier
FAISABILITÉGLOBALE
Faisabilitéorganisationnelle
Faisabilitétechnique
1
2
3
4
5
6
• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvrede la solution technique
• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI
• Complexité de pilotage et de mise en œuvre terrain• Disponibilité de la compétence gaz / électricité
• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puissur la durée de vie du système
• Gestion des évolutions• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets,
principe de spécialité)
• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de nonrégression, coordination des équipes ,des sous-traitants
• Pas de contrainte techniqueCas de configurations terrainà anticiper
• Interdépendance des flux• Evolutivité du système limitée
par l’interdépendance• Coordination pilotage, SI et
double compétencenécessaires
• Scénario réalisable sur le plan technique• Complexité de gouvernance et de gestion du projet sur la durée de
vie (évolutivité)
• Données non séparées, S.I.non séparés, confidentialité
• Responsabilités à définir• Transit de données gaz sur
CPL : autorisation nécessaire
• Processus AMM non impacté
3 SCÉNARIO 3 – MUTUALISATION HORS COMPTEURS
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 51
Scénario 4 - Mutualisation maximum
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 52
Le scenario « mutualisation maximum » recherche le partagetechnique le plus avancé possible des infrastructures
Composantes par maillon de la chaîne
Architecturede la chaînede comptage
Déploiement
A Le compteur gaz s’appuie sur le compteur électrique AMM pour transmettre ses index
B Le réseau CPL sert de vecteur de communication vers le data concentrateur
C Le data concentrateur prévu par le projet AMM avec les données électricité et gaz
D Les données sont transmises sur 1 WAN commun et via des data collection engines communs au S.I. central
E Le S.I. central AMM est partagé pour toute la partie automate = infrastructure + applications + services + O.I. + MCO
F Le déploiement des compteurs gaz et électricité est mutualisé et coordonné tant que possible sur base duplanning de référence d’eRDF
LAN (CPL)COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWANDéploiement des
compteurs
A B C D E F
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 53
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis filaire
1Utilisationdu CBEcommepasserelle
Utilisationd’unepasserellefilaire ouradio
Ce scénario s’appuie sur tous les éléments de la chaîne decomptage du projet AMM de eRDF
Composantes du scénario
LAN (CPL)
Liaison compteursgaz et électricité parEuirdis radio externe
2
Liaison compteursgaz et électricité parEuridis radio intégré
3
Réseau électriqueeRDF intégralementmutualisé
1 Concentrateurspécifié pour AMM(adaptations applicatives)
1
Concentrateur à 2cartes SIM et 2 modems
2
1 canal commununique GPRS ou ADLS ensortie concentrateur
1
2 canaux séparés, i.e.2 abonnements
2
S.I. AMM mutualisé1
COMPTAGE CONCENTRATEUR S.I. CENTRALWAN
2 S.I. séparés2
Déploiementmutualisé des compteurs
1
Déploiement nonmutualisé des compteurs
2
Déploiement descompteurs
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire Euridis/CPL
4
Liaison compteursgaz / LAN par passerelleradio/CPL
5
Liaison compteursgaz / LAN par passerellefilaire et radio
6
Option technique cible
Solution technique complétant les cas noncouverts par l’option technique cible
(10%)
(90%)
Source : Roland Berger
A B C D E F
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 54
Compteurgaz
Compteurélectrique
Ce scénario modifie la configuration technique au niveau descompteurs
Comparaison des projets existants aux projets mutualisés selon le scénario 1
Architectures existantes Architectures mutualisées
Projet AMMeRDF
Projet AMRGrDF
Dataconcentrateur
électricité
Compteur gaz Dataconcentrateur
gaz
Compteurélectrique
CPL
Dataconcentrateur
communEuridisEuridis
Réseau électrique BT
Radio (LAN1))
RF
1) RF LAN : radio frequency, Local Area Net (i.e. liaison radio, réseau local, quelques centaines de mètres)2) RF HAN : radio frequency, Home Area Net (i.e. liaison radio, réseau domestique, ~ dizaines de mètres)
Source : analyse Roland Berger
CPL
Réseauélectrique BT
* **
*
RF
RF
Option technique cible
Solution technique complétant les cas noncouverts par l’option technique cible
CPL
Radio (HAN2))
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 55Source : analyse Roland Berger
121
95
18
4 175
5 107
Pilotage projet
13
Achats compteursSI
14
Achatsconcentrateurs
5 289
4 319
970
Installationconcentrateurs
14
Installationcompteurs
932
L’installation et le matériel supplémentaire pour les compteursconstituent l’essentiel de l’impact
Décomposition des coûts et « gains » de mutualisation hors ventilation [M€ 2009][Figure 4]
GrDF
eRDF
Capex stand-alone
• matériel supplémentairepar compteur électrique
• matériel supplémentairepar compteur gaz
• Economie sur le moduleRF AMR
• Economie del’automate AMR pourGrDF
• Allongement du tempsd’installation sur place ducompteur gaz en raisonde l’appariementnécessaire avec lecompteur électrique etdes vérifications de noninterférences avec lesautres systèmes radiodomestiques (wifi,bluetooth, autrescompteurs installés sur lamême zone)
• Coûts évités / compteurgaz sur le service client
• Coûts évités dudéplacement / compteurgaz
• Coûts évités dudéplacement et del’installation desconcentrateurs pourGrDF
• Coût supplémentairede pilotage pourl’installation desconcentrateurs et duSI
• 200 € de coûts évitésmatériel/concentrateur pourGrDF
• Coût de l’adaptationsoftware
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 56Source : analyse Roland Berger
84
32
155
219
166
Exploitationtélécoms
0
Maintenancecompteurs -
Remplacementdes batteries
Pannescompteurs
Maintenanceconcentrateurs
1
Pannesconcentrateurs
10
-1%
2 319
2 101
Exploitation SI
2 178
2 3442
Renouvellementconcentrateurs
GrDF
eRDF
Coûts évités d’exploitationstand-alone
L’augmentation du taux de panne et la hausse globale du coûtmatériel des compteurs génèrent l’essentiel de l’impact sur lescoûts évités
Coûts évités d’exploitationmutualisation, non ventilés
Impacts cumulés sur les Opex [M€, sur 20 ans], [Figure 11]
• matériel supplémentaire parcompteur électrique
• Augmentation du taux dedéfaillance pour les compteursélectriques et gaz
• Economie sur compteur gaz
• Pas de batteriesupplémentairepar rapport àAMR pourGrDF
• MaintenanceSI évitée pourGrDF
• Moindre coût destransmissions dedonnées pourGrDF • Coûts évités de la
maintenance surles concentrateursGrDF
• Coûts évités durenouvellementdes concentrateurspour GrDF
• Coût del’adaptationsoftwareconcentrateur poureRDF
• Coûts évités despannes sur lesconcentrateursGrDF
• Coût des pannesconcentrateurssupplémentairespour eRDF
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 57
Le scénario génère des évolution techniques et opérationnelletraduites en termes d’investissement et coûts d’exploitation
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
• Dégradation de la VANglobale de 150 M€
�• Intégration du module radio au compteurélectrique et modification du software
A – CompteursELEC
Effetdéfavorable
EffetfavorableImpactElémentDomaine
�• Coûts de coordination du déploiement parles fonctions centrales
GAZ
�• Coûts de coordinationE – S.I.�• Adaptation softwareC - Concentrateur
� �• Coût évité d’investissement SI (100% ducoût de l’automate GrDF)
• Coût évité de maintenance du SI
�• Coûts de coordinationE – S.I.
�• Mutualisation des déplacements et duservice client
• A la cible, 11% du parc AMM aura été poséhors déploiement planifié, soit une cible demutualisation de 89% du parc. Onconsidère que 80% de cette cible estréalisable (soit 71%)
F – Déploiement
�• Pas d’investissement propre GrDFC - Concentrateur
� �• Allongement du geste technique sur placeen raison de l’appariement entre compteurélectrique et compteur gaz
� �• Coût du matériel supplémentaire parcompteur
A - Compteur
F - Déploiement • Coûts de coordination du déploiement parles fonctions centrales
�
Principaux effets
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 58
La faisabilité de mise en œuvre est limitée au regard desimplications en termes de délais et de gouvernance
Source : analyse Roland Berger
Évaluation de la faisabilité de mise en œuvre
Faisabilité du scénario Spécificités
Faisabilité forte Faisabilité faible
Définition
Faisabilitéfonctionnelle
Faisabilité légale
Faisabilité enterme degouvernance
Faisabilitécalendrier
FAISABILITÉGLOBALE
Faisabilitéorganisationnelle
Faisabilitétechnique
1
2
3
4
5
6
• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvrede la solution technique
• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI
• Complexité de pilotage et de mise en œuvre terrain• Disponibilité de la compétence gaz / électricité
• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puissur la durée de vie du système
• Gestion des évolutions• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets,
principe de spécialité)
• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de nonrégression, coordination des équipes ,des sous-traitants
• Faisable moyennantmodifications du compteurAMM
• Interdépendance des flux• Evolutivité du système
limitée par l’interdépendance• Coordination pilotage et
double compétencenécessaires
• Données non séparées, S.I.non séparés, confidentialité
• Responsabilités à définir• Transit de données gaz sur
CPL : autorisationnécessaire
• Processus AMM fortementimpacté (+14 à 24 mois)
• Scénario à faisabilité limitée– Impacts délais importants sur le projet AMM eRDF– Complexité de gestion sur la durée de vie
+ 14 à 24 mois
4 SCÉNARIO 4 – MUTUALISATION MAXIMUM
PAR_04126_063_043_ GT4M_11 mars 60
L’interclassement des scénarios fait ressortir le scénario 1 commela priorité économique et le plus aisé à mettre en œuvre
Évaluation des scénarios
Source : analyse Roland Berger
Commentaires sur la faisabilité
• Le scénario 1 « déploiement uniquement »représente le gain de base lié à un déploiementcoordonné des compteurs sans mutualisation technique
• Le scénario 2 "moindre impact" permet de s’affranchirde la complexité et de la gouvernance partagée desdonnées et du SI mais dégrade les bénéfices demutualisation des coûts de SI de plus de 100 M€ sur ladurée par rapport au scénario 3
• Le scénario 3 "mutualisation hors impact compteur"impacte peu le projet AMM mais dégrade la VANglobale des projets de 408 M€
• Le scénario 4 "mutualisation maximum" présente leplus d’impacts sur le projet AMM (18 mois de décalage,re-spécification du compteur électrique, software ethardware)
∆ VAN globale par rapport aux scénarios de référenceagrégés
D SYNTHESE
1) ∆ VAN globale : ∑ VAN mutualisée - ∑ VAN stand-alone
∆ VAN globale1)
[M€]
0
- 450
- 300
- 150
+ 150
4
3
Mutualisationmaximum
1
Faisabilité faible Faisabilité forte
+66+80
+51
Moindre impactsur AMM
Mutualisationhors compteur
Déploiementuniquement
1VAN de référence du scénario+ 20 % favorables
- 20 % défavorables
- 150
-60
-240
- 524
- 374
- 676
- 600
- 408
-262
-5562
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La faisabilité de mise en œuvre est évaluée en fonction desimplications des scénarios
Source : analyse Roland Berger
Évaluation de la faisabilité de mise en œuvre
Faisabilité des scénarios Définition
Faisabilité forte
D SYNTHESE DE LA FAISABILITE
Faisabilité faible
Faisabilitéfonctionnelle
Faisabilité légale
Faisabilité enterme degouvernance
Faisabilitécalendrier
FAISABILITÉGLOBALE
Faisabilitéorganisationnelle
Faisabilitétechnique
1
2
3
4
5
6
• Fiabilité (impact sur la maintenance)• Surveillance des flux du SI
• Maturité de la technologie, disponibilité, complexité de mise en œuvre de lasolution technique
• Complexité de pilotage et de mise en œuvre terrain• Disponibilité de la compétence gaz / électricité
• Partage des responsabilités de pilotage pendant le déploiement puis sur ladurée de vie du système
• Gestion des évolutions
• Degré de contrainte imposé par le cadre règlementaire (décrets, principe despécialité)
• Délais de spécifications, développement fournisseur, tests de non régression
SCÉNARIO 1Déploiementuniquement
NA
NA
SCÉNARIO 2Moindre
impact AMM
+ 0 à 6 mois
SCÉNARIO 3Mutualisationhors compteur
SCÉNARIO 4Mutualisation
maximum
+ 14 à 24 mois
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Détail des impacts des différents scénarios par rapport auplanning de référence du projet AMM d’eRDF
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20222013 2014 2021202020192018201720162015
Lancement du projet
Spécification
Appel d’offres pilote
Réalisation expérimentation
Remise maquette finale
Sélection fournisseurs
Scénario mutualisation déploiement uniquement
Scénario moindre impact sur AMM d’eRDF + 0 à 6 mois
Scénario mutualisation hors compteurs
Scénario mutualisation maximum + 14 à 24 mois
01/07/2009
Déploiement national31/12/201601/01/2012
Mise en production des compteurs des S.I
Préparation du déploiement
Rex expérimentation
PLA
NN
ING
DE
RÉF
ÉREN
CE
IMPA
CT
SCÉN
AR
IO
7 millions de compteurs / an
D
31/12/2016Fin prévue du déploiement AMM
Zone d’impact temporel desscénarios
BACKUP
Source : analyse Roland Berger