Energy market insights 

Stratégie énergétique 2050 & stratégie IT

Révision d'ordonnances concernant le premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 – recommandations pour un abord serein.

by Nicolas Isnard
Expert at ELCA

Annoncée le 1 février dernier, l’ouverture de cette consultation sur la révision des ordonnances adresse un champs très large lié à la Stratégie 2050.


Parmi l’ensemble des documents mis en consultation, le rapport explicatif portant sur la Révision partielle de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (Rapport 1), le projet d’Ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (Projet 1) et le projet d’Ordonnance sur l’énergie (Projet 5) posent d’importantes questions pour les entreprises électriques suisses. Outre les impacts métiers très forts dont vous retrouverez ci-dessous quelques éléments clés, les évolutions proposées vont conduire à une refonte des systèmes d’information des entreprises électriques. Nous vous proposons à travers cette note d’expert de parcourir quelques-uns de ces challenges et de découvrir nos recommandations pour aborder sereinement cette nouvelle donne.
(Pour retrouver tout le détail des textes, cliquez ici.)

Le déploiement de compteurs intelligents :

Le secteur de l’énergie connait des évolutions technologiques fondamentales : croissance de la production décentralisée, développement des systèmes de stockage individuels et amplification de la mobilité électrique. Pierre angulaire de ces nouveaux systèmes énergétiques, le déploiement de systèmes de comptage intelligent va permettre d’exploiter ces solutions et d’offrir de nouveaux services. Pour autant, ces évolutions technologiques doivent s’accompagner d’une mise à jour du cadre légal, garant de la sécurité d’approvisionnement du pays, mais également d’un accès non discriminatoire aux informations et d’une protection des données sensibles.

 

Ainsi, la proposition de révision des ordonnances répond à ce besoin et propose les principes applicables aux compteurs intelligents, à leur financement, leurs utilisations. Elle aborde également  les nouvelles possibilités de tarification et de services offerts par ces dispositifs. Face au potentiel apporté par ces systèmes intelligents, de vrais challenges s’imposent en particulier au niveau de la gestion des données et de la sécurité.

Vers de nouveaux tarifs :

Une des propositions faites dans ce projet de révision porte sur l’évolution de la tarification. Pour la tarification de l’acheminement (clients <1kV), le seuil historique imposant un tarif d’acheminement basé sur une contribution part variable / part fixe de 70% / 30% est réaffirmé. L’ouverture est cependant faite pour permettre à l’entreprise d’approvisionnement en électricité (EAE) de proposer une structure différente où la contribution de la part variable du tarif d’acheminement pourrait être inférieure à 70% (et donc une part fixe supérieure à 30% de l’acheminement). Cette possibilité s’appuie notamment sur deux contraintes :

  • La puissance doit pouvoir être mesurée,
  • L’accord du client doit être contractualisé.

Le premier point ne pose à priori pas de problème, la puissance est mesurée en permanence par le compteur intelligent. Le second point, en revanche, n’est pas sans impact. En particulier, nous retrouvons par cette approche, le besoin pour l’EAE de réaliser un acte commercial de promotion de cette nouvelle tarification et d’assurer le suivi technique et administratif associé. L’activité régulée de l’entreprise d’approvisionnement en électricité pourrait devoir s’appuyer sur un outil de gestion de la relation client (CRM), outil qui gère le  processus de la prise de contact jusqu'à la conclusion du contrat, le suivi des échéances de renouvellement, le suivi des mises à jour contractuelles et le lien avec le portail client.

 

Ce projet de révision intègre également l’éventualité de la mise en place de tarifs dynamiques. Cette possibilité, testée dans plusieurs pays européens, est offerte par les compteurs intelligents. La tarification dynamique apporte en théorie de nombreuses plus-values pour les acteurs de l’énergie (clients, fournisseurs, gestionnaires de réseaux notamment) mais implique de repenser de nombreuses fonctions des systèmes informatiques actuels. Par exemple, il sera nécessaire de reconsidérer les structures tarifaires utilisées pour valoriser l’énergie consommée, de modifier toute la chaine de traitement des données de comptage, des systèmes d’acquisition des données, de gestion des données et de stockage, etc. Cette évolution peut s’avèrer très profonde au sein des systèmes informatiques.

Flexibilité à vendre ?

Autre axe fort offert par les compteurs intelligents, la possibilité de gérer au mieux la flexibilité des installations des clients finaux. Cette flexibilité provient par exemple de la capacité dont dispose le client final à augmenter ou à baisser son besoin d’électricité satisfait par le réseau électrique (en utilisant par exemple sa capacité de stockage d’énergie ou de production locale issue de ses panneaux photovoltaiques). Cette flexibilité doit pouvoir être actionnée par l’EAE pour ses propres besoins d’exploitation du réseau mais également, par les entreprises d’approvisionnement en électricité ou des tiers dans le cadre d’offre de services. Dans tous les cas, l’EAE doit être en mesure de justifier les coûts du système de gestion de la flexibilité, d’identifier ceux attribuables à l’exploitation du réseau, de présenter des tarifs d’accès aux tiers et des tarifs de rémunération des clients mettant à disposition leur flexibilité, le tout devant être transparent et justifiable.

 

Le calcul des coûts et des tarifs liés à ces nouvelles prestations constitue un réel challenge pour la branche. Mais la gestion effective de cette flexibilité, à la fois utile pour l’EAE dans une optique de gestion du réseau et aux autres acteurs actifs sur le marché du réglage par exemple, va quant à elle, nécessiter une reconfiguration complète de l’utilisation de la « donnée de consommation ».

L’entreprise d’approvisionnement en électricité devra notamment concevoir un système de collecte et de gestion des données ouvert à des tiers. Ces acteurs pourront piloter une partie de la charge réseau au gré des signaux du marché et de leurs propres algorithme de décision. La gestion du réseau va alors s’intensifier :

  • L’EAE disposera de bien plus de données utiles au pilotage de son réseau. Le maillage quasi-temps réel adressera des niveaux de tensions et une échelle géographique bien plus fine.
  • Des signaux externes provenant des plusieurs acteurs seront à intégrer dans les modèles de gestion et d’optimisation de l’entreprise d’acheminement d’électricité.

Les services offerts aux clients devront aussi s’élargir : chaque client devra pouvoir accéder à ses données de consommation, de facturation et à son historique via un portail client multicanal (ordinateur, tablette, smartphone) accessible par Internet. Ce portail devra nécessairement être interfacé avec le système de gestion des compteurs intelligents, de manière plus ou moins synchronisée et directe selon les services offerts.

 

L’entreprise d’approvisionnement en électricité devra ainsi renforcer ses systèmes informatiques pour assurer ces nouvelles fonctions. Deux maitres mots seront alors au cœur de ces changements : la gestion des données de consommation (et donc des données clients) et la sécurité des systèmes.

Où comment la transformation digitale va s’imposer dans la branche …

L’évolution promise par ce projet d’ordonnance pose les premières pierres d’un cadre légal et règlementaire tant attendu par les acteurs de la branche. Ainsi, ces nouvelles dispositions présentent de manière assez précise les nouvelles responsabilités de l’entreprise d’acheminement d’électricité. Elle  sera la garante de la protection des données des consommateurs et de la sécurité des infrastructures ; Certes dans la continuité de ses prérogatives actuelles.

 

Mais l’ambition est de pouvoir gérer, à terme, un volume de données à la croissance manifestement exponentielle, suffisamment sécurisé pour pouvoir être accessible par des tiers, donner lieu à des signaux de tarification dynamiques et être interfacée avec des systèmes plus « classiques » tels que la facturation de l’acheminement et le pilotage du réseau.

 

Les technologies actuelles permettent sans difficulté de gérer cette complexité, la question sous-jacente porte surtout sur la manière et le coût pour réaliser cette transition digitale.

  • Est-ce que mes systèmes informatiques en place pourront faire face à ces nouveaux défis ?
  • Comment pourrais-je faire évoluer ces systèmes vers une structure, une architecture informatique moderne et compatible avec plus d’agilité, de réactivité, de services pour les clients et de sécurité informatique ?
  • Quels chantiers ouvrir et quelle suite logique donner à ces projets pour arriver à la cible tout en maitrisant les coûts et la gestion du changement ?

Une approche pragmatique et structurée, la clé du succès !

Fort de notre expérience multisectorielle et de notre connaissance du secteur de l’énergie, nous abordons ces enjeux par une approche éprouvée et pragmatique. Notre recommandation s’appuie sur trois piliers :

  1. Etablir une vision claire des systèmes informatiques actuels : l’histoire des entreprises d’acheminement d’électricité et en particulier, les évolutions induites par l’ouverture partielle du marché ont conduit les entreprises d’acheminement d’électricité à ajouter de nouvelles « briques » logicielles à leur système historique de facturation, à complexifier les systèmes. Après presque 10 ans d’ajout de systèmes et de développement de nouvelles fonctionnalités, un état des lieux et une rationalisation s’imposent.
  2. Définir ce que devrait pouvoir faire le système d’information futur : Quelles sont mes priorités stratégiques et commerciales ? Quelle offre de services je souhaite pouvoir proposer à mon client, à mes partenaires ? Quelles en sont les implications pour mes systèmes, mes processus métiers, les outils utilisés par mes collaborateurs ? La définition de cette cible assure ainsi l’alignement des membres de la direction et des métiers concernés et pose les bases du changement. Ceci constitue LE prérequis à une évolution cohérente et maitrisée de l’entreprise.
  3. Définir le programme de changement pour atteindre cette cible : Toute évolution devant être progressive, cette transformation digitale doit s’accompagner d’une priorisation des chantiers ET d’une gestion active du changement au niveau des collaborateurs. L’ensemble de l’entreprise doit se transformer pour offrir le niveau de service requis par le client de demain.

Au final, les contraintes externes techniques, réglementaires mais également commerciales sont inéluctables, le métier évolue et va continuer d’évoluer. La question n’est plus de savoir si l’on doit changer, mais si l’on souhaite anticiper les évolutions pour en tirer parti ou s’adapter sous pression technique, financière, ou politique au risque de perdre une partie de son autonomie stratégique tant recherchée.

A propos d'ELCA

Proposant une gamme complète de solutions métier et technologiques, ELCA est l’un des plus grands prestataires indépendants de Suisse et une entreprise leader dans les domaines du conseil en informatique, du développement et de la maintenance de logiciels ainsi que de l’intégration de systèmes informatiques. Les solutions d’ELCA réduisent la complexité et accélèrent les cycles d’innovation, augmentent les résultats commerciaux et la satisfaction des clients. La société privée, qui compte plus de 750 experts, possède des succursales à Lausanne, à Genève, à Berne, à Zurich, à Paris, à Madrid et à Hô Chi Minh-Ville (développement délocalisé) qui opèrent toutes selon des processus communs.