Impact de l'ouverture du marché de l'électricité sur les systèmes d'information

11/10/2017
Publication REE REE 2005-8
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2005-8:20227
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Impact de l'ouverture du marché de l'électricité  sur les systèmes d'information

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Dossier INFRASTRUCTURES CRITIQUES Impact de l'ouverture du marché de l'électricité m sur les systèmes d'information Mots clés Système d'information, Marché, Électricité, Dérégulation Par Erik PHARABOD,Marc BERRIER 1 Réseau de Transport d'Électricité L'ouverture des marchés de l'électricité à la concurrence a nécessité la mise en place des très nombreux flux d'échanges de données entre les acteurs du mar- ché. Les compagnies électriques ont dû développer très rapidement des sys- tèmes d'information adaptés aux nouveaux enjeux de sécurité informatique, de transparence et de confidentialité. Introduction L'ouverture des marchés de l'électricité initiée depuis le début des années 90 en Angleteire, dans la Communauté c Européenne, a eu un impact considérable sur les systèmes d'information des compagnies d'électricité. En France, les premières étapes de l'ouverture ont concerné les grands clients industriels. Une nouvelle étape décisive a eu lieu le le'juillet 2004 avec l'ouver- ture à l'ensemble des clients professionnels, l'ouverture complète à tous les clients étant prévue en 2007. L'ouverture des marchés induit des exigences et des besoins nouveaux par rapport à une situation de monopo- le, avec en particulier de nombreux échanges d'informa- tion entre les acteurs sous contrainte de respect de la confidentialité de données commerciales. En passant de quelques centaines de clients dits « éligibles » à plusieurs millions, les dimensions du problème sont par ailleurs radicalement changées. Les systèmes d'information ont un nouveau seuil à franchir. Après avoir rappelé les modalités fonctionnelles per- mettant de gérer l'ouverture du marché de l'électricité, cet article fait le point sur les systèmes d'information mis en place en France depuis cinq ans, et les évolutions en cours dans ce domaine. Chaque sujet pointe les apports des choix techniques et architecturaux sur la sécurité globale du système électrique. L'ouverture du marché de l'électricité en France depuis 1999 L'ouverture des marchés concerne tous les systèmes électriques des pays industrialisés. En Europe, après l'expérience du Royaume-Uni dès 1991, la directive SSENTI L'ouverture du marché de l'électricité repose sur le principe de séparationdes activités de production, transport et distribution. Elle s'est concrétisée par la mise en place, dans un délai très court, de mécanismes permettant aux nouveauxacteurs d'ache- ter et vendre l'électricité. Le marchéa générédes échangesd'in- formation à des échellesde temps allantde l'annéeau temps réel entre des acteurstrès diversifiéset géographiquementdispersés. Au demeurant, la récente ouverture aux clients professionnelsa considérablementaccru les volumesde donnéesen jeu. Le système d'information développéà RTEpour gérer ces don- nées a été structuré en référentiels de données et en outils d'échanges entre applications internes et avec les acteurs externes. Il doit être exploité dans le souci de non-discrimination et de respect de confidentialité vis-à-visdes acteurs. Véritable système nerveux du dispositif de marché,la sécurité de ce sys- tème d'information est désormaisun enjeu essentiel. SYNOPSIS Electricity market deregulation is based on unbundling of activi- ties between generation, transmission and distribution. ln a very short time, mechanisms were put in place in order to allow the new market participants to buy and sell electricity. The mar- ket operation requires to exchange information at various time horizon, from yearly to real time exchanges, between various actors geographically distributed. The recentmarket opening to professional customers has also increased the amount of data involved. The information system developed by RTE to manage these data is organised around referential data base, internal and external exchange tools. It must be operated respecting confi- dentiality of commercial data and being non discriminatory with actors. The security of this information system is now a key issue for the electricity market operation. REE No 8 Septembre 2005 mpact de 'ouverture du marché de l'électricité sur les systèmes d'information européenne de 1996 a généralisé le processus d'ouverture à la concurrence dans le secteur de l'électricité. En France, ce sont les lois du 10 février 2000 sur la moder- nisation du marché de l'électricité puis du 3 janvier 2003 qui ont transposé la directive européenne de 1996. En France, le seuil de consommation pour être un client dit « éligible », c'est-à-dire ayant le droit de choisir son four- nisseur d'électricité, a été fixé, dans un premier temps, en février 2000 à 16 GWh de consommation annuelle, puis à 7 GWh de consommation annuelle depuis février 2003. Cela représente quelques milliers de clients. Depuis la publication de la nouvelle directive euro- péenne de juin 2003 en matière de règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, au ler juillet 2004, ce sont tous les clients professionnels qui sont devenus éligibles, soit environ quatre millions. Enfin, il est visé qu'en 2007 tous les clients le seront, soit environ 30 mil- lions de particuliers. Pour gérer l'ouverture du système électrique, les acti- vités de production qui sont dans la concurrence ont été séparées de celles du transport et de la distribution d'électricité, qui sont régulées. En France, aux côtés des producteurs d'électricité (EDF, la SNET ou la CNR), des gestionnaires de réseau de transport (RTE) ou de distri- bution (EDF mais aussi les Entreprises Locales de Distribution), de nouveaux acteurs sont apparus, tels que des traders spécialisés dans l'achat et la vente d'électricité. L'organisation du marché repose sur divers méca- nismes mis en place depuis 1999. Les contrats d'âccès au réseau permettent aux clients et aux producteurs de sou- tirer et d'injecter de l'énergie sur le réseau. Les achats et ventes d'électricité peuvent se conclure sous la forme de contrats bilatéraux (marché dit « Over The Counter »). Cela donne lieu à des programmes d'échanges entre les acteurs concernés sous la forme de notifications d'échanges de blocs (NEBs) lorsqu'il s'agit de transac- tions internes au système français ou de programmes d'import/export au travers des interconnexions interna- tionales lorsqu'il s'agit de transactions avec des acteurs opérant depuis l'étranger. Des ordres d'achats ou de ventes d'électricité peuvent aussi être réalisés sur la bourse de l'électricité mise en place en novembre 2001 (Powernext). Dans ce panorama des mécanismes du mar- ché de l'électricité français, RTE tient le rôle particulier d'acheteur des pertes sur le réseau de transport. Il est éga- lement le gestionnaire du mécanisme d'ajustement, par lequel les acteurs peuvent proposer de modifier leurs niveaux de production ou consommation aux fins d'équi- librer le niveau global de production/consommation français. Enfin, clef de voûte du dispositif, le système de responsable d'équilibre a été mis en place. C'est par lui qu'il est possible de s'assurer que l'énergie produite est consommée par ceux à qui elle est destinée et de déter- miner les écarts résiduels entre énergie produite et consommée. Il permet aussi de procéder au règlement financier de ces écarts. La figure 1 illustre l'ensemble des injections et soutirages d'énergie qui entrent en jeu dans le périmètre d'un responsable d'équilibre en vue de la détermination de ses écarts résiduels et de leur règlement financier. GRT étranger RTE - Permette duresponsable Per niette du res Po nsable d équilibre RE 1 cleq LJI [Ibre RE1 pertes Ftes RéseaLJ Public Transport , 1 --- ",. n... - " ,--- :.-,'.1 Iriport ajusten sites le 1> L Ex ort prodlictioti -\ -- -' production L. t \ b urs e -P bourse 1 - Public Sites éligible Distribution ·''· A""'\ A' "'"'.'---'--- y .',-. i EB RE-RE ESRE.RE'-'. "",'-c."..', -, " E) B site Périmètre RE 2 à ,oo,perimètre RE 3 NEB site Figure 1. La gestion de l'équilibre entre injection et soutirage d'électricité sur les réseau. Sur la base de cette description globale de l'ouverture des marchés, il apparaît que le rôle des systèmes d'in- formation associés sera de mettre en communication les différents acteurs. Confrontation d'offre et demande, déclaration de programmes de production et d'échange, allocation de capacités d'échange sur les interconnexions internationales : ces fonctions se caractérisent par la nécessité d'offrir aux acteurs un accès non-discriminatoire aux informations publiques et une diffusion confidentiel- le des données commerciales. Cela se traduit par la néces- sité de garantir la simultanéité des informations délivrées et la disponibilité des liaisons informatiques utilisées pour effectuer leurs « réservations » ; sachant que nombre des dispositifs précités fonctionnent selon des méca- nismes de « guichets » dont l'heure de clôture est intan- gible, on voit que garantir la disponibilité du SI est une condition primordiale pour assurer le bon fonctionnement du marché. En regard de l'activité d'achat et vente d'électricité, les fonctions indispensables de comptage, décompte et facturation se sont considérablement développées. Avant l'ouverture, il suffisait de relever le compteur des clients à intervalles réguliers et facturer à ce client sa consom- mation. Aujourd'hui, la consommation de chaque client doit être confrontée, demi-heure par demi-heure, avec le niveau de production de celui qui l'alimente. Cela est possible par le biais de la télérelève des courbes de char- ge de consommation des clients. Les gros clients dont la REE NO 8 Septembre 2005 Dossier INFRASTRUCTURES CRITIQUES consommation est supérieure à 250 kW sont générale- ment télérelevés. Pour le seul réseau de transport géré par RTE, il s'agit de 580 clients industriels répartis sur le ter- ritoire français, dont les consommations sont mesurées point dix minutes par point dix minutes, et télérelevées chaque nuit. Il en va de même des 600 sites de production et 2200 points d'alimentation des réseaux de distribution. Une fois télérelevées, ces courbes de charge sont conso- lidées par responsable d'équilibre afin de calculer leurs écarts, les publier hebdomadairement et facturer les res- ponsables d'équilibre mensuellement. La partie du système d'information relative au comp- tage et aux traitements a posteriori, moins visible pour les clients que la partie relative à la communication entre acteurs, est néanmoins d'un enjeu majeur pour le fonc- tionnement du marché. C'est elle qui garantit la fiabilité de la facturation des acteurs. Ici, ce n'est pas tant la dis- ponibilité ou la performance qui prime, mais la capacité à traiter un volume considérable d'informations hétéro- gènes. Parmi ces traitements, l'acquisition des données de comptage est essentielle, mais n'est pas tout : contrô- le, correction, validation, historisation, archivage sont souvent délicats. Un tel système ne peut fonctionner sans la vigilance d'équipes de métier qui, le cas échéant, auront à se déplacer sur le terrain pour récupérer les don- nées d'un compteur ou reconnecter une ligne télépho- nique défectueuse. Un incident d'ampleur plus importan- te, pour peu qu'il survienne en période de facturation, peut avoir des conséquences financières significatives liées aux effets de trésorerie. L'ouverture aux clients professionnels au le, juillet 2004 Le système d'information progressivement mis en place depuis 2000 a permis de gérer les acteurs du systè- me électrique et les nouveaux mécanismes dans des conditions satisfaisantes. L'ouverture aux clients profes- sionnels au le'juillet 2004, puis à tous les clients en 2007, implique de franchir un nouveau cap : celui du nombre de clients concernés par l'ouverture du marché. Auparavant le dispositif permettant de gérer l'ouver- ture était principalement tourné vers le marché de gros. Désormais il doit couvrir également le marché de masse et implique beaucoup plus fortement les distributeurs. Plusieurs fournisseurs « nouveaux entrants » ont émergé. Et, pour les quatre millions de consommateurs concernés, l'achat d'électricité doit néanmoins rester un acte simple... Outre la difficulté liée à leur nombre désormais consi- dérable, les consommateurs d'électricité qui accèdent aujourd'hui à l'éligibilité ne sont pas équipés des systèmes de comptage qui permettent de compter leur consomma- tion avec le degré de finesse et d'automatisation que le processus général requiert. Leurs compteurs fournissent l'énergie globale consommée sur une période donnée, mais pas le niveau de consommation par points 10 minutes. Or il n'est pas possible d'installer des compteurs à courbe de charge télérelevées chez tous les clients ! Un arbitrage est donc nécessaire entre précision du compta- ge et coût d'investissement. Le seuil de puissance au-delà duquel un compteur télérelevé est obligatoire est fixé à 250 kW actuellement ; il est envisagé de le descendre à 100 kW. Ainsi, pour les clients ne disposant pas de compteur à courbe de charge, il est prévu de recourir au « profilage ». A partir de jeux de coefficients normés appelés « profils- types », établis au pas demi-horaire, et connaissant l'énergie consommée par chaque client (ou son « facteur d'usage ») on reconstitue les courbes de charge profilées de chacun, tenant compte d'ailleurs de l'effet de tempé- rature. Ces consommations profilées sont à leur tour consolidées par responsables d'équilibre et intégrées dans le dispositif global de calcul des écarts. MW Courbe de charge nationale de soutirage des réseaux de distribution, mesurée par RTE dstnbubon, mesurée par IHI 1 L- les GRD pertes sur les GRD Consommations profilées _ (3 millions de clients) (j millions ae cuents) consommationstélérelevées (30 000 clients : » Figure 2. Le principe du « calage spalial » : rapprocher les consoiiiinatioiis éléineiitaires profilées de la courbe globale mesurée. ,, 1,,, 1.- :1l : 11 1 i 1 il il l >. ! f 1 1 t Il Il 1 1 1 " 1 1 t Figure 3. Une siiiiiilatioiz du cofficient de calage 112 heure par 112 heure sbir le réseau frtinçais pour l'antiée 2002. REE No 8 Septembre 2005 Impact de 'ouverture du marché de 'électricité sur les systèmes d'information Le recours à des profils-type établis statistiquement introduit dans le dispositif une part d'estimation qu'il convient de corriger pour retrouver la réalité des livrai- sons physiques sur les réseaux. C'est le rôle du « calage spatial » et de la « réconciliation temporelle » illustrés figures 2 et 3. Sans entrer dans le détail de ces mécanismes, citer leur existence permet néanmoins de souligner une caractéristique fondamentale des systèmes d'information d'aujourd'hui. En effet, par le fait que ces opérations de calage sont réalisées au niveau national, leur résultat dépend de la totalité des données élémentaires qu'elles impliquent, à savoir les consommations de 30 millions de clients français. Ainsi, une erreur sur un seul client serait théoriquement susceptible de nécessiter le re-jeu de la facturation de tous les acteurs français ! Bien entendu ce fonctionnement doit être cadré et des stratégies de re-jeu et de réactualisations des calculs sont mises en place. Les opérations de décompte et règlement des écarts se déroulent sur plusieurs mois après l'échéance de livraison. Ce fonc- tionnement est cependant commun dans les systèmes électriques ouverts. En Angleterre, la facturation des écarts est soldée 14 mois après échéance. L'impact sur les systèmes d'information de cette ouverture du Ic'juillet est donc triple : l'accroissement considérable du volume de données à collecter, la mise en place de nouveaux flux d'échanges avec les gestionnaires de réseaux de distribution et l'accroissement de la com- plexité de gestion des données quant aux opérations d'historisation, de re-jeu et d'archivage et de gestion de la confidentialité. Caractéristiques du système d'information de RTE Les enjeux L'enjeu primordial du nouveau Système d'Information (SI) de RTE a consisté à adapter les fonctionnalités des applications aux nouveaux besoins et à leur permettre de communiquer avec l'ensemble des acteurs, afin d'assurer la fluidité du marché dans des conditions de confidentialité, de non-discrimination, de transparence et de performance appropriées. Les fonctions Les différentes fonctions à articuler vont de la gestion contractuelle et prévisionnelle aux décomptes et à la facturation. Une première famille de fonctions couvre la gestion contractuelle : saisie des contrats, suivi des affaires, gestion des contestations. Une deuxième concerne la gestion prévisionnelle : déclaration de programmes de production, allocation de capacités d'échanges d'énergie sur les interconnexions internationales, nominations d'échanges de bloc d'énergie entre acteurs et d'import/export. La troisième concerne le comptage et tout le système d'acquisition des points 10 minutes, la correction, validation, historisation et archivage de ces points. Enfin la quatrième couvre le décompte, le calcul des quantité à facturer, la publication des données et la factu- ration, sans oublier les fonctions de reporting. A ces fonctions métier s'ajoutent diverses fonctions transverses : développer des interfaces d'échanges avec les acteurs, traiter la composante confidentialité des données, la sécurité des transmissions et la disponibilité des outils qui les supportent. L'ensemble de ces éléments est régi par un ensemble de règles d'accès au SI de RTE. Les contraintes Le SI repose en grande partie sur le dispositif de comptage de l'électricité. Or les systèmes de comptage installés au fil des années sont de technologies variées. L'arbitrage entre coût d'investissement et fiabilité ou pré- cision des mesures dicte la politique de renouvellement du parc de comptage. Les outils de télérelève doivent gérer cette disparité. Comme tout système industriel, le comptage et la télérelève ne présentent pas un degré de fiabilité de 100 %. En cas de fonctionnement défaillant, il faut recourir à des interventions sur le terrain et des relèves manuelles. Cela implique une organisation de contrôle, de correction éventuelle et de validation auquel le SI contribue (rem- placement automatique de valeurs, contrôles divers...). Néanmoins des liens étroits entre le SI et l'expertise métier sont indispensables pour garantir la performance du processus opérationnel. Le Système d'Information de RTE doit également s'adapter aux niveaux techniques des différents SI des acteurs. La taille de l'entreprise, son historique en matière de SI, les technologies de transmission employées, etc. ont induit des adaptations régulières du SI, qu'il convient aujourd'hui de gérer. La performance du SI (rapidité d'exécution) ou le délai de transmission ne sont pas des contraintes majeures du mécanisme. Mais l'exhaustivité des données reçues est primordiale. Une haute disponibilité du système doit permettre aux acteurs l'accès permanent au SI de RTE. Ce sont les acteurs qui choisissent leur rythme de gestion des données, au sein d'un cadre prédéfini, maté- rialisé par les échéances de mise à disposition des don- nées inscrites dans les règles de fonctionnement des dif- férents mécanismes. Les contraintes principales qui pèsent sur le SI sont finalement celles liées à une gestion des informations qui ne souffre pas de contestation de la part des acteurs. RTE REE NO 8 Septembre 2005 Dossier INFRASTRUCTURES CRITIQUES doit travailler en toute transparence, tout en respectant la confidentialité des informations que les acteurs lui trans- mettent. Il doit assurer une traçabilité sans faille, identi- fiant sans ambiguïté le cheminement de l'information reçue et traitée. Les solutions techniques mises en oeuvre à RTE Le système d'information a beaucoup évolué ces dernières années, pour les raisons externes de mise en place du marché de l'énergie qui ont conduit à urbaniser et à rationaliser les outils applicatifs utilisés. Le SI a été restructuré autour de référentiels (données du marché, données de comptage, données client-contrat) et de systèmes d'échanges internes (EAI) et externes (Front Office) pour supporter les flux d'information entre les acteurs du marché. La rationalisation, encore en cours, consiste à harmo- niser les moyens d'échanges, à mettre à disposition des fonctions mutualisées et à disposer d'un système perfor- mant de pilotage et d'administration des flux. Ces actions permettent en outre un fonctionnement global du SI mieux maîtrisé, plus robuste et plus sûr. Elles contribuent ainsi à fournir au métier l'assurance d'une disponibilité améliorée des outils informatiques, et par là prennent part à la sécurisation générale du fonc- tionnement du Système Electrique dans un environnement ouvert à la concurrence. L'organisation mise en oeuvre veille en outre à assurer la synergie entre les acteurs dits « métiers », qui assument le volet fonctionnel, et les acteurs « SI » qui mettent en oeuvre les échanges de données. Le système de comptage et télérelève L'architecture du système de comptage et télérelève permet de centraliser les mesures de l'ordre de 5500 compteurs répartis sur le réseau de transport français. Les données sont télérelevées dans chacune des 7 unités opérationnelles réparties sur le territoire français avant TELERELEVE COMPTAGES POINTS DE SITES DEMESURE 7 s,tes de iee MESURE PRODUCTION --- --------------- - - Men,o :ro Co :nFteurs · $DO ssTanHCHEs,uuW n :REs ,,hl, X2 800 Il TRA ? CHË MUCLËAIRES 78A S : TE$ HYORA. Posne 17 SITFS Tki FLAflE Client Equipe :"et n Z tziereievanie ":,pne, ::s '-1330 11, I.TËS 1101, P,,I, HTS : Posle : Livraison HTB CONSOMMA77ON core.p,ears '-240 : IL IIl IIISIR-'-l T2000 @llrl -876 men T2000 C ·m Lj Eqmpe t p"pteiirs I $75 SNCF ,m talerelevab :i -:oosnuss,r.nons i ------------------ Eq........t DISTRIBUTION tlil, 1 Ilbl, 000 ? CQI 111111 DE Passenelle uv,uiscu - Oésonontes · -'--------'--------''\f-------'________________ Eq, P "' INTERNAT. " c"n,ureua "45 ------------ --- ------------- --------- Système decomo !age' \ Equ.p. . -45 tNTERNAT. Ssée deco/7'p' " d'être centralisées dans une base de donnée nationale. L'accès à la télérelève peut également être donné à d'autres acteurs, en accord avec le client et avec RTE. Le back-office RTE a mis en oeuvre une technologie d'échanges internes de données basée sur l'EAI (Enterprise Application Integration ou Echanges Inter-Applicatifs) à partir de produits du commerce, pour permettre la trans- mission des informations entre les référentiels et les applicatifs, ou entre applications. Cela permet progressivement de rationaliser et d'industrialiser le SI qui s'est enrichi de nombreux outils développés rapidement au fil des besoins dictés par r en- vironnement externe. Les actions d'urbanisation sont ainsi en cours dans tous les domaines du SI, à commencer par ceux principa- lement en relation avec les clients et les acteurs du marché de l'énergie. 1 -------1 "' "' . 0.er entiei.. ients i i aererannei i .._ aconeataii i i ._ coyaAe trts i I arcMes I li i I i I I I "' I I I I Référence !.'c !!ents j Refr'ene'' Bun d echande Enterprise App icatir I I i 1 [ I I i I i I i i m I i i - - - - - - - - - - - - - - i ______.________ ______ '' "'' "') .'. ".'A Fromûttrc L 'V t Figure 4. Le comptage et la télérelève. Figure 5. Ai-chitectiire dit SI relatioti clieiitèle de RTE. L'EAI apporte une structuration des échanges internes et une qualité de supervision qui confère à l'ensemble des flux internes une robustesse qui concourt à sécuriser le fonctionnement général du SI, et donc des services de RTE à régard de ses clients. c La conservation des informations reçues et issues des traitements est assurée pendant 10 années dans des condi- tions aptes à en permettre une récupération rapide et fiable. Les systèmes informatiques disposent de la redondan- ce nécessaire à une reprise rapide en cas d'incident affec- tant une des composantes majeures du dispositif. La sauvegarde régulière des données prémunit le c système d'un dysfonctionnement ponctuel et assure des re-jeux rapides. REE No 8 Septembre 2005 Impact de l'ouverture du marché de l'électricité sur les systèmes d'information Le front office RTE a développé une interface d'échange avec l'ex- terne (Front Office) associée à une sécurisation des échanges permettant d'assurer notamment la confidentia- lité des données véhiculées. 'jHHt.trr,i' [''..a ;'. ;'.-.. !...' " jN.'t : !..)'ijLUt.. ! ! : i'. "... ;.'..-.t'L.'..'._f... " ['_j_ ! -i. !.' " ! ! \.-. ! j---] -----------L ".'''' !' "' " -t ! rf. ! L- ; i : ; Jjj' ! ! h ! jm- ! dcH. ,.J - _J.., ; J -- : : J, ; 1 o_P j _j _ : _ _ : j r "' ;'<- "I--- -- -- : J, ""-' .__o... rr v . ?'rif :- 1) ESSSS LsSEESS - ,1.,,' ;"",- ;"",' ". ", ÛOCLJ' ",-rc ! è :wn r'j''-''le : '' ; "j"'7W ""