La Cour des comptes critique l’appareil et souligne la “bonne affaire” d’Enedis

Compteur Linky: la Cour des comptes critique l’appareil et souligne la “bonne affaire” d’Enedis

Source : France Soir – http://www.francesoir.fr/tendances-eco-france/compteur-linky-cour-des-comptes-enedis-argent-montage-energie-affaire-erdf-edf-deploiement
Publié le 07/02/2018

Le rapport de la Cour des comptes publié mercredi réserve une partie de ses critiques au compteur Linky qui doit équiper la grande majorité des foyers d’ici 2021. Les sages dénoncent un appareil qui n’est pas réellement économique et qui profite surtout à Enedis, la filiale d’EDF.

Les boîtiers Linky suscitait déjà une forte résistance chez une partie des consommateurs. Il devait pourtant permettre de mieux maîtriser sa consommation d’énergie et de réaliser des économies. Problème: la Cour des comptes dans son rapport publié mercredi 7 vient d’estimer que le boîtier jaune fluo n’avait rien d’économique. Par contre, le montage financier pour équiper les 34 millions de foyers français était lui très rentable pour Enedis (ex-ERDF, toujours filiale d’EDF).

Pour rappel, les premiers boîtiers Linky ont été installés en 2010 –pour expérimentation– et devront être généralisés d’ici 2021 pour un coût total de 5,7 milliards d’euros, dont 5,4 pour le seul boîtier d’Enedis. Ce qui représente donc un coût moyen de 130 euros par foyers selon la Cour des comptes (même si la division du coût par le nombre de ménages est plutôt autour de 160 euros).

Or, le système de financement de ce boîtier est pour le moins discutable. De prime abord, les ménages n’ont rien à payer… du moins à la pose. En effet, à partir de 2012, quand au moins 90% des foyers seront équipés, Enedis est autorisé à prélever sur les factures des particuliers… censées devenir plus légères grâce aux économies réalisées par l’optimisation de la consommation permise par Linky.

Et Enedis sera autorisée à prendre le remboursement du compteur avec un taux d’intérêt de 4,6% alors que, selon la Cour des comptes, les conditions auxquelles la filiale d’EDF a pu financer son avance ont été bien plus intéressantes. Résultat, les sages de rue Cambon estime que l’entreprise Enedis va gagner 506 millions d’euros dans l’opération, qui s’achèvera en 2031, le tout en prenant dans la poche de ses clients. Une raison plus donc pour les détracteurs de critiquer le boîtier.

Auteur : La rédaction de FranceSoir.fr

Image :Le compteur Linky ne serait pas aussi économique qu’annoncé. – © DAMIEN MEYER / AFP/Archives

Durée de vie réelle des compteurs communicants est terriblement courte

Durée de vie réelle des compteurs communicants est terriblement courte

Source : https://smartgridawareness.org/2015/10/29/smart-meters-have-life-of-5-to-7-years/
Publié le 29/10/2015 parK.T. Weaver, SkyVision Solutions

En anglais.

Congressional Testimony: ‘Smart’ meters have a life of 5 to 7 years.

by K.T. Weaver, SkyVision Solutions

Gaines Testimony Oct 2015Introduction

Testimony was provided last week (October 21, 2015) at a Congressional hearing regarding “cybersecurity for power systems.”  A surprising admission was provided by one of the expert witnesses that I will discuss here in this article.

Mr. Bennett Gaines testified on behalf of FirstEnergy Service Company.  He is a Senior Vice President and the Corporate Services and Chief Information Officer.

Although acknowledging some increased cybersecurity risks due to ‘smart’ meters, Mr. Gaines stated, “But I don’t see it as a huge threat.”

Then, however, Mr. Gaines made a surprising statement regarding the life expectancy of ‘smart’ meters as compared to existing traditional meters:

“These devices are now computers, and so they have to be maintained.  They don’t have the life of an existing meter which is 20 to 30 years.  These devices have a life of between 5 to 7 years.  And so the challenge that the industry has is making sure they maintain their smart grid environment, not neglect it.”

Before proceeding, please watch the video testimony (less than 2 minute clip) for you to gain proper context of the statements:

Although Mr. Gaines doesn’t provide an explanation for the short lifetime of the ‘smart meter’ as compared to a traditional meter, the discussion as it pertains to cybersecurity probably means that the computer-like nature of the ‘smart’ meter device causes a technological obsolescence which is independent of whether or not the ‘smart’ meter will actually function for longer periods of time without significant operational failures; thus there is the need to “maintain” a secure “smart grid environment” by upgrading the devices and not neglecting them.

Previously Reported Lifetimes of ‘Smart’ Meters versus Traditional Analog Electricity Meters

One source I normally quote regarding electric meter expected lifetimes is TESCO, an electric meter testing equipment and services company.  Tom Lawton from TESCO in a 2014 presentation indicated that:

“Electro-Mechanical Meters typically lasted 30 years and more. Electronic AMI meters are typically envisioned to have a life span of fifteen years and given the pace of technology advances in metering are not expected to last much longer than this.”

Mr. Gaines from FirstEnergy may be communicating that it is not just a matter of retiring ‘smart’ meters in order keep pace with technological advances but also to counter a more critical technological and/or cyber threat induced obsolescence.

You can see why I think it is a big deal for a utility executive to mention that the life of a ‘smart’ meter is only 5 to 7 years.  A value of 15 years or more is usually utilized in utility cost-benefit analyses for ‘smart’ meter deployments.  For example, in Illinois, a Commonwealth Edison press release in 2012 states the following:

“Smart meters also will enable ComEd to achieve greater operational efficiencies, savings that will be passed on to customers.  These efficiencies could save customers $2.6 billion over the 20-year life of the smart meters, according to a cost-benefit analysis by Black & Veatch, a consultancy that evaluated operational cost savings as part of the plan that was filed with the ICC.”

Somewhat shockingly, I found a presentation for Memphis Light, Gas and Water (MLGW) from 2013 mentioning a “25 to 30-year expected equipment life for electric and gas meters” as part of its “Smart Meter 2020 Vision.”

Are Current Utility Economic Analyses Based upon Valid Assumptions? Probably Not!

Economic analyses may not be worth the paper they are printed on if the assumed device lifetimes are not correct, and, in fact, if the actual expected lifetimes are off quite significantly.  Recognition of this possibility appears to have been made by Northeast Utilities (now Eversource Energy) in its 2014 filing with the Massachusetts Department of Public Utilities where it states:

“Given that the grid modernization technology sphere is a dynamic, rapidly evolving marketplace, it is also unclear whether the incremental benefits, if any, would begin accruing to customers prior to the implemented AMI platform being rendered obsolete.  In any event, the cost remains unjustified by the benefits.”

More specifically, in Canada, the Ontario Auditor General’s report in 2014 contained the following criticisms related to ‘smart’ meter expected lifetimes:

“The estimated useful life for a typical smart meter is 15 years, compared to 40 years for an analog meter.  The dis­tribution companies we consulted said the 15-year estimate is overly optimistic because smart meters:

— are subject to significant technological chan­ges, making it difficult to maintain hardware and software for the first-generation meters, which do not have the advanced functions of newer models;

— have complex features, such as radio com­munications and digital displays, which are subject to higher malfunction and failure rates;

— are similar to other types of information tech­nology, computer equipment and electronic devices in that they are backed by short war­ranty periods and require significant upgrades or more frequent replacements as the technol­ogy matures; and

— will likely be obsolete by the time they are re-verified as required by the federal agency Measurement Canada every six to 10 years.”

We thus have additional information consistent with the Congressional testimony of Mr. Gaines from FirstEnergy.

I have continued to raise questions about the supposed benefits of ‘smart’ meters as compared to traditional meters.  Although most traditional meters do not have advanced functionality, they expose consumers to few if any risks, and the Electric Power Research Institute (EPRI) properly described them as “an amazing of piece of engineering work” as previously reported in a separate article at this website.  More fully, EPRI stated:

“By anyone’s assessment, traditional electromechanical meters are an amazing piece of engineering work.  Refined over a hundred years, the design of a standard residential electricity meter became an im­pressive combination of economy, accuracy, durability, and simplic­ity.”

In addition, as Mr. Gaines stated, the current traditional meters could be expected to last 20 to 30 years.  The Auditor General for Canada mentioned a 40-year lifetime.

Adding insult to injury so to speak, the current traditional meters are being retired and replaced with ‘smart’ meters  well before their useful lifetimes have expired, further wasting taxpayer and/or ratepayer money.  Again referencing the Ontario Auditor General’s 2014 report:

“The installation of about 4.8 million smart meters in Ontario rendered millions of conven­tional analog meters obsolete, making it necessary to retire and dispose of them sooner than planned. The distribution companies we consulted said the analog meters they had to scrap were still in good shape and could have been used for another five to 16 more years. The expense of scrapping analog meters became part of the so-called stranded costs, added to the costs of procuring, installing and operating smart-metering systems.”

More consumers, consumer groups, and public utility commissions need to be questioning the assumptions used for ‘smart’ meter project economic analyses.  Those based upon inflated values of smart meter lifetimes of 15, 20, or even 30 years are way off base.  Has anyone in the utility industry ever heard of the term due diligence?

Conclusion

In closing, I have generally held the belief that at some point in the future it was likely that a truly ‘smart’ meter would eventually be invented allowing a safe and efficient transition of utility electric meters to the digital age.  I just knew we weren’t there yet considering the current technology.  Based upon the information contained in this article I am no longer sure that is possible.  It is not economically viable as a strategy to place hackable, wireless 2-way communicating “computers” on the sides of millions and millions of homes at a cost of billions and billions of dollars.  This is an effort which is doomed to financially fail based upon the accelerated obsolescence which will occur within a few years.  In many cases, the meters may already be obsolete by the time a large utility deployment has been completed.

Updated Content: February 2016

IRS Rules Certain Smart Meters Can Be Depreciated over Five (5) Years

A follower of this website forwarded me a link to a 2012 IRS National Office Technical Advice Memorandum which provides favorable tax treatment for what would appear to be today’s version of a programmable, networked, 2-way communicating smart meter, referred to as “Meter 2” within the IRS Memorandum.

Specifically, smart meters (as Meter 2) have “a class life of 6 years” based upon a determination that they fall within the classification of an “information system.”

Based upon the information contained in this blog article, I have since generally stated that I consider smart meters as having an expected lifetime of somewhere between 5 to 10 years, considerably less than the assumptions that utilities use within cost benefit analyses.  The IRS Memorandum further supports this assertion.

The IRS Memorandum acknowledges the technological nature of smart meters as “information systems” that have fairly short expected lifetimes and would appear to allow utilities to depreciate smart meters in the U.S. over a period of 5 years for tax purposes and where they may have elsewhere assumed they will have a useful lifetime of between 15 to 20 years for business case purposes.  Specifically as stated at a PwC website:

“On November 2 [in 2012], the IRS released Taxpayer Advice Memorandum 201244015 that concludes certain utility smart meters are six-year property and thus eligible for five-year depreciation.”

Applicable Links: https://www.irs.gov/pub/irs-wd/1244015.pdf; and

http://www.pwc.com/us/en/tax-services/newsletters/alternative-renewable-energy/certain-smart-meters-can-depreciated-over-five-years.html

Updated Content: January 2017

I am adding reference to a somewhat dated article from 2012 regarding “Krebs on Security” detailing an FBI Bulletin on smart meter hacking in Puerto Rico.  The article is primarily about electricity theft, but my recent re-reading revealed a section adding support to the assertion that smart meters won’t have the expected lifetimes that many utilities may think:

Liston said utilities have become accustomed to deploying meters that can last 30 years before needing to be replaced, but that the advanced interactive components being built into modern smart meters requires a much more thoughtful and careful approach to security.

“Traditionally, metering technology has been very cost effective, because much of it is very resilient.  But these older devices didn’t have a lot of technology in them, and they certainly didn’t have wireless connections and things like memory storage,” Liston said.  “The utilities are still expecting the lifecycle of newer pieces of equipment to be 20 to 30 years, and they’re just coming to the realization that some of new stuff deployed is not going to last nearly that long.”

Refer to https://krebsonsecurity.com/2012/04/fbi-smart-meter-hacks-likely-to-spread/.

Source Material for this Article

Subcommittee on Energy and Subcommittee on Research and Technology Hearing: Cybersecurity for Power Systems, October 21, 2015; full video at https://www.youtube.com/watch?v=V_xuv65vVKs; also see full transcript of hearing at:  Joint Congressional Hearing on Cybersecurity for Power Systems 21 Oct 2015

“Meter Operations in a Post AMI World,” TESCO; Field Notes by Tom Lawton, slide 5 at http://www.slideshare.net/bravenna/meter-operations-in-a-post-ami-world-36336258?related=1; also note that slide 14 states, “No one knows the actual life of their AMI meter.  To do this we must learn as much as we can from the failure and performance of the meters we have deployed.”

“ComEd Files Smart Meter Deployment Plan,” press release dated April 23, 2012, available for review at https://skyvisionsolutions.files.wordpress.com/2015/10/comed-newsroomreleases_04232012.pdf

“Major U.S. Utility Says ‘No Rational Basis’ for Mandating Smart Meters” at https://smartgridawareness.org/2014/02/13/no-rational-basis-for-smart-meters/

Ontario Auditor General 2014 Report on the Smart Metering Initiative, available for review at https://skyvisionsolutions.files.wordpress.com/2015/09/ontario-ministry-of-energy-smart-meter-initiative-audit-report.pdf

“Utility Industry Aware of Safety and Accuracy Issues with Digital Meters for Years,” at https://smartgridawareness.org/2015/06/29/utility-industry-aware-of-issues-with-digital-meters-for-years/

MLGW “Smart Meter 2020 Vision,” May 7, 2013, presentation materials; page 20, available for review at http://www.mlgw.com/images/content/files/pdf/SmartMeter_committee05072013.pdf

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Les compteurs intelligents seraient superflus

Les compteurs intelligents seraient superflus

Source : EURACTIV – https://www.euractiv.fr/section/energie/news/smart-meters-not-needed-after-all-for-european-power-grid/
Publié le 16/06/2016 par Elza Holmstedt Pell | EURACTIV.com

Langues : English

Il existe d’autres moyens plus efficaces que les compteurs intelligents pour développer des réseaux électriques intelligents, ont déclaré des délégués de l’industrie lors de la convention annuelle de l’association européenne de l’électricité – Eurelectric – organisée à Vilnius début juin.

Ces moyens sont par exemple une intégration plus rapide des renouvelables, le développement des réserves d’énergie, et une meilleure gestion de la demande d’énergie, ont expliqué les représentants.

Les bénéfices réels des compteurs intelligents ont aussi été remis en question lors de la conférence. Plusieurs États membres avaient déjà douté de leur efficacité. L’Allemagne par exemple a décidé de ne pas élaborer de stratégie de lancement au niveau national, allant ainsi à l’encontre des exigences contenues dans les lois européennes.

>> Lire : L’ère de la consommation traditionnelle d’énergie bientôt révolue

Objectif de déploiement de 80 %

Dans le cadre du troisième paquet sur l’énergie de 2009, les États membres de l’UE doivent mettre en place des compteurs intelligents partout où cela est rentable, dans l’objectif de remplacer 80 % des compteurs électriques par des compteurs intelligents d’ici à 2020.

L’objectif de 80 % s’applique aux foyers et aux bâtiments commerciaux, a confirmé un porte-parole de la Commission. L’exécutif publiera dans les deux prochaines années un rapport sur les compteurs intelligents « dans le contexte de notre exercice de surveillance régulière des progrès des États membres », a commenté le porte-parole.

Mais les avancées sont lentes, car seuls quelques pays ont achevé le déploiement alors que les autres – notamment l’Allemagne – s’opposent au lancement de cette technique.

Par ailleurs, les pays qui se sont lancés dans l’installation de compteurs intelligents, comme le Royaume-Uni, se sont heurtés à des obstacles pour terminer le déploiement, car certains compteurs ne pourraient plus fonctionner si le consommateur décide de changer de fournisseur d’énergie.

Markus Merkel, membre du conseil d’administration du gestionnaire de réseau de distribution allemand EWE, a déclaré lors de la conférence Eurelectric que les compteurs intelligents en Allemagne ne présentaient pas de rentabilité positive.

>> Lire : Compteurs intelligents : les ambitions de l’UE ne répondent pas aux attentes

Données en temps réel

Le passage de la société EWE vers un réseau électrique intelligent s’est fait en grande partie en modernisant le système pour intégrer la grande quantité d’énergies renouvelables à un rythme plus soutenu. Selon Markus Merkel, les compteurs intelligents seraient plus utiles pour eux s’ils fournissaient des données en temps réel de la consommation d’énergie plutôt que les écarts d’environ 15 minutes donnés par les compteurs actuels.

« Nous avons besoin de quelques choses de différent, et peut-être qu’un système de mesure 2.0 – la prochaine génération de compteurs intelligents – nous donnera quelque chose de plus que nous, en tant que gestionnaire de réseau de distribution, nous pourrons utiliser », explique-t-il.

Laurence Carpanini, responsable des solutions intelligentes pour l’énergie chez IBM, a fait écho à cette remarque sur les données en temps réel. « Je ne vois pas les compteurs intelligents comme des moteurs de changement – nous n’en avons pas vraiment besoin. »

Les acteurs de l’industrie devraient plutôt « réfléchir à des solutions plus flexibles » et se concentrer sur un mélange de technologies de réponse à la demande, de fréquence de la réponse et de stockage de l’énergie, a-t-elle déclaré.

Les commentaires de l’industrie viennent faire de l’ombre à la stratégie de la Commission européenne de déployer les compteurs intelligents à travers l’Europe d’ici à 2020. Le porte-parole de la Commission a pour l’instant refusé de commenter l’avis des industriels sur la nécessité, ou non, des compteurs intelligents dans la transition vers des réseaux intelligents.

Les États membres devraient quant à eux mener leur propre analyse coût-bénéfice pour le lancement des compteurs intelligents au niveau national, a-t-il tout de même indiqué.

Contexte

Les bases d’un déploiement des compteurs intelligents en Europe ont été jetées en 2006 dans une directive européenne sur les services énergétiques et l’efficacité énergétique dans les utilisations finales. La loi demandait aux États membres de s’assurer que les consommateurs d’énergie et d’eau étaient équipés de compteurs individuels et recevaient des informations de facturation précises, notamment avec le temps de consommation.

Les directives sur le gaz et l’électricité du troisième paquet européen pour l’énergie, adopté en 2009, obligent les États membres à préparer un calendrier pour l’introduction de systèmes de mesure intelligents. Dans le cas de l’électricité, au moins 80 % des consommateurs devraient être équipés en compteurs intelligents d’ici 2020, à la suite d’une évaluation coûts-bénéfices.

La directive européenne sur la performance énergétique des bâtiments demande aussi aux États européens « d’encourager la mise en place de système de comptage intelligent » lors de la construction d’un bâtiment ou d’une rénovation.