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Quelles politiques de tarification et solutions de
comptage pour l’autoconsommation ?
Ahmadou Saïd Ba
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Ahmadou Saïd Ba. Quelles politiques de tarification et solutions de comptage pour l’autoconsommation ?. 2018. �hal-01956214�
Economie et Ingénierie Financière – Section Energie, Finance, Carbone – Domaine Economie du secteur de l’électricité
Auteur : Ahmadou Saïd BA
15/05/2018
Université Paris Dauphine, PSL Research University
Quelles politiques de tarification et
solutions de comptage pour
l'autoconsommation ?
1
SOMMAIRE
ACRONYMES ET ABBRÉVIATIONS ... 2 FIGURES ... 2 ENCADRÉS ... 2 TABLEAUX ... 2 INTRODUCTION ... 3 A PROPOS DE L’AUTOCONSOMMATION ... 4QUELS DEFIS POUR LES DECIDEURS PUBLICS ? ... 5
POLITIQUES DE COMPTAGE NET ... 6
L’AUTOCONSOMMATION ET LE « MISSING MONEY » ... 7
SOLUTIONS A COURT TERME AU « MISSING MONEY » ... 9
VERS UNE NOUVELLE APPROCHE TARIFAIRE ... 10
L’ABANDON DES REDEVANCES VOLUMETRIQUES ... 10
L’EXPOSITION DES “PRO-SOMMATEURS” AUX FLUCTUATIONS DE PRIX ... 10
LE DECOUPLAGE ENTRE TARIFS DE RACHAT ET TARIFS DE DETAIL ... 12
TARIFICATION EVOLUEE EN FAVEUR DE LA DR ET DU STOCKAGE DECENTRALISE ... 13
L’IMPORTANCE DES DISPOSITIFS DE COMPTAGE ... 14
AUTRES CONSIDERATIONS DE POLITIQUE SECTORIELLE ... 15
RECOMMANDATIONS ... 16
CONCLUSION ... 18
2
ACRONYMES ET ABBRÉVIATIONS
AMI Advanced Metering Infrastructure
BTM Behind-The-Meter
CEER Council of European Energy Regulators DER Distributed Energy Resources
DG Distributed Generation
DLMP Distribution Locational Marginal Price
DR Demand Response
DSIRE Database of State Incentives for Renewables and Efficiency
DSR Demand-Side Response
EU European Union
EV Electric Vehicle
FiT Feed-in Tariffs
PV Photovoltaïque
SER Sources d’Energie Renouvelable
ToU Time-of-Use
LCOE Levelized Cost of Electricity
FIGURES
FIGURE 3-1:EXEMPLE DE COURBE DE CHARGE JOURNALIERE POUR UNE ENTREPRISE DE FABRICATION DE PLASTIQUE AVEC AUTOCONSOMMATION DE PV.SOURCE :KRAFTWERK,2015 ... 4 FIGURE 4-1:POLITIQUES DE COMPTAGE NET AUX ÉTATS-UNIS EN JUILLET 2016... 6 FIGURE 4-2:PRODUCTION PV DANS L'UNION EUROPEENNE EN 2014. ... 7 FIGURE 5-1:LES EFFETS POSSIBLES DE L'APPROCHE REGLEMENTAIRE TRADITIONNELLE EN PRESENCE DE PARTS
ELEVEES DE DER ... 9 FIGURE 7-1:INFLUENCE DES SIGNAUX PRIX SUR LES DECISIONS D'INVESTISSEMENT EN PV ET STOCKAGE.SOURCE :
BURGER,2015 ... 11 FIGURE 7-2:TRAITEMENT DE L'ENERGIE EXCEDENTAIRE DES « PRO-SOMMATEURS » A TRAVERS LES ÉTATS-UNIS EN
JUILLET 2016.SOURCE :DSIRE,2016 ... 12
ENCADRÉS
ENCADRE 1:EXEMPLES D'AVANTAGES TIRES DE L'AUTOCONSOMMATION DANS LE SECTEUR COMMERCIAL ... 4 ENCADRE 2:TERMES CLES DE L'AUTOCONSOMMATION ET DU COMPTAGE NET ... 6 ENCADRE 3:SIMULATION DES DECISIONS D'INVESTISSEMENT DANS LE PV ET LE STOCKAGE SOUS DIFFERENTES
TARIFICATIONS ... 11
TABLEAUX
TABLEAU 6-1:LE PLAFOND DE CAPACITE DE COMPTAGE NET AU NIVEAU DES IPP EN CALIFORNIE (MARS 2016). SOURCE:CPUC,2016 ... 9
3
INTRODUCTION
Le monde s'est engagé dans une transition énergétique majeure qui entraîne de profonds changements dans la façon dont l'électricité est produite, distribuée et consommée. Les énergies renouvelables, dopées par la baisse des coûts, l'amélioration des technologies et le soutien public, sont au cœur de cette transition.
Pour accélérer cette transition, il faut repenser les marchés de l'électricité à plusieurs égards, notamment en adaptant leur organisation et leur fonctionnement afin d’intégrer au mieux la production d'énergie décentralisée, ainsi que des parts plus élevées d'énergies renouvelables intermittentes, solaire et éolienne, notamment.
Dans ce contexte, l'autoconsommation représente un élément important de politique énergétique. A ce propos, il est généralement admis que les politiques énergétiques et la réglementation devraient promouvoir activement l'autoconsommation tout en éliminant les obstacles administratifs, dans la mesure où elle peut être bénéfique tant pour les utilisateurs finaux que pour le système électrique dans son ensemble et, en même temps, favoriser la flexibilité de la demande, y compris par la progression du stockage décentralisé en aval du compteur électrique.
Néanmoins, pour parvenir à un développement à long-terme des agents actifs en matière de consommation, de production et de stockage, il est essentiel de concevoir des tarifs de détail qui reflètent les coûts réels et de soutenir le déploiement de technologies de comptage évolué.
S'appuyant sur les exemples de marchés d'électricité libéralisés les plus en avance, principalement en Amérique du Nord et en Europe, ce document est conçu comme un essai. Il analyse les différentes options de politique de tarification et de comptage adaptés à l’autoconsommation, dans le cadre d’un marché comportant des parts importantes d'énergie renouvelable, intermittente et décentralisée.
Après avoir passé en revue les modèles de comptage et de compensation de l’autoconsommation, nous analysons les problèmes que cette dernière pose aux acteurs du marché ainsi qu’aux décideurs-concepteurs de politiques énergétiques. Ensuite, nous passons en revue les principales options de conception tarifaire et de comptage permettant de lever les barrières au développement de l’autoconsommation. Enfin, nous suggérons des options de politique sectorielle susceptibles d’accompagner une croissance durable et efficace, au sens économique du terme, de l’autoconsommation.
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A PROPOS DE L’AUTOCONSOMMATION
L'autoconsommation est une politique de promotion des SER (Sources d’énergie renouvelable), qui repose sur une conception relativement simple et qui requiert un niveau élevé d'acceptation par le consommateur. Malgré les avantages pour les consommateurs et l'efficacité globale du système, en cas de niveaux de DG (Production décentralisée) élevés, les systèmes tarifaires conventionnels et les politiques de comptage net (et de facturation nette) peuvent compromettre le recouvrement des coûts et créer des subventions croisées entre les clients qui auto-consomment et ceux qui ne le font pas.
Les politiques d'autoconsommation visent, de fait, à promouvoir l'utilisation de la consommation directe par le producteur, donc une production sur place pour la consommation locale. La partie de la facture qui peut être compensée varie selon différentes approches. Un « schéma d'autoconsommation » fait habituellement référence au mécanisme de consommation d'énergie en temps réel (par exemple, par tranches de 15 minutes).
Les systèmes qui permettent de compenser l'injection d'électricité dans le réseau et la consommation d'électricité pendant une période plus longue sont généralement appelés « systèmes de comptage net ». Les régimes qui permettent le calcul de la rémunération sur la base des flux de trésorerie, plutôt que sur une base énergétique, sont généralement appelés « systèmes de facturation nette ». Des schémas hybrides existent également (IEA-PVPS, 2016).
L'encadré 1 présente deux exemples d’auto-consommateurs commerciaux qui ont réussi à réduire considérablement leurs factures d'électricité grâce à l'autoconsommation avec l'énergie solaire photovoltaïque.
Exemples d'avantages tirés de l'autoconsommation dans le secteur
commercial
La Commission européenne (2015c) rapporte le cas d'un consommateur commercial en
Allemagne, décrit plus en détail dans Kraftwerk (2015), qui est capable de consommer 87% de la production annuelle de son installation
photovoltaïque (PV) de 63 kWc. Cela est rendu possible parce que son processus de fabrication fonctionne principalement tout au long de la journée, comme le montre la figure 3-1. Sur une base annuelle, l'entreprise est en mesure de réduire sa facture annuelle d'électricité de plus de 50.000 kWh, ce qui représente plus de 15% de sa consommation annuelle.
Un autre exemple illustratif concerne un
établissement vinicole australien qui a installé un toit solaire de 90 kWc. Selon les estimations, le système solaire réduit les émissions de carbone de l'établissement de 22% et entraîne des économies annuelles allant jusqu'à 26.000 dollars australiens (environ 18 900 USD).
Figure 0-1: Exemple de courbe de charge journalière pour une entreprise de fabrication de plastique avec autoconsommation de PV. Source : Kraftwerk, 2015
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QUELS DEFIS POUR LES DECIDEURS PUBLICS ?
Il est important de souligner que les consommateurs finaux prennent leurs décisions non pas sur les prix de gros de l'électricité, mais sur les tarifs de détail qu'ils paient. En fait, le coût de la production d'électricité représente souvent moins de la moitié des coûts d'électricité finaux payés par l'utilisateur final. A cet égard, le concept de parité réseau - c'est-à-dire le point auquel le LCOE de la production PV (habituellement) tombe en dessous de la charge volumétrique (€/kWh) – est un facteur clé du succès du dispositif, car l'installation de panneaux photovoltaïques par les consommateurs ne peut être réellement stimulée qu’une fois ce seuil de rentabilité atteint. Or cela peut ne pas se produire lorsque les tarifs de détail ne reflètent pas la valeur réelle de l'électricité à chaque endroit et à chaque moment (IEA, 2016), ce qui entraîne des décisions d'investissement et des choix de consommation inefficaces.
Par conséquent, le défi pour les décideurs est double : 1) éliminer les obstacles à l'adoption de l'autoconsommation, en particulier pour les clients commerciaux et résidentiels et 2) revoir les systèmes tarifaires pour les réseaux et autres tarifs réglementés dépendant de mécanismes de tarification de l'énergie plus complexes, de façon à mieux valoriser les énergies auto-consommée et exportée vers le réseau.
L'autonomisation des consommateurs et la diffusion des DG ont ouvert la voie aux consommateurs finaux qui génèrent localement une partie de leurs besoins en électricité et qui, à certaines périodes, injectent l'excédent d'énergie dans le réseau, devenant ainsi des « pro-sommateurs » (producteur-consommateur). L'autoconsommation locale peut générer des économies à la fois pour le consommateur final et pour le système dans son ensemble, bien que, comme on le verra plus loin, ces deux aspects ne vont pas nécessairement de pair.
Du point de vue du système, les avantages de l'autoconsommation sont réalisés lorsque la production locale coïncide avec la consommation BTM (en aval du compteur). Dans ces conditions, l'autoconsommation réduit le taux d'utilisation des ressources du réseau, tant au niveau de la transmission que de la distribution. Cela réduit les flux de courant à travers le réseau, atténuant ainsi les pertes d'énergie, en particulier dans le réseau de distribution dont les pertes représentent la majeure partie des pertes totales du système. La demande de pointe est aussi réduite, retardant ainsi, potentiellement, les besoins de renforcement et de mises à niveau du réseau dans les zones présentant peu de capacités réseau en réserve. Il convient de noter, également, les avantages du report d'investissement pouvant en découler, notamment lorsque la société de distribution a un certain degré de confiance quant à la réduction de la demande nette de pointe et qu’elle a la possibilité de gérer l'injection ou le soutirage des utilisateurs du réseau.
Le choix du mode de rémunération de cette production locale est une décision de politique cruciale. Dans les systèmes de comptage net, cette production est valorisée au même titre que l'énergie produite pour l'autoconsommation, c'est-à-dire au prix de détail. Une législation, comme celle récemment adoptée en Espagne (MINETUR, 2015c), élimine l'incitation à l'excédent, en lui donnant une valeur de zéro. Une autre option consiste à lier la valeur de cette production au prix de gros de l'électricité.
Plusieurs exemples de bonnes pratiques ont été mises en avant pour favoriser l'adoption de l'autoconsommation en installant la DG en aval du compteur afin d’inciter les utilisateurs finaux, non seulement à installer la DG, mais aussi à aligner leur production avec leur profil de consommation,
6 notamment en augmentant la quantité d’énergie autoconsommée. A cet égard, les principales recommandations de politiques identifiées par la
Commission Européenne (Commission
européenne, 2015c) sont les suivantes :
• Permettre l'installation de DG et de stockage derrière le compteur, même pour les petits
consommateurs commerciaux et
résidentiels.
• Simplifier les procédures d'autorisation pour ce type d'installation, via une simple notification à l'opérateur du réseau de distribution.
• Promouvoir le déploiement de compteurs intelligents et permettre aux agrégateurs de faciliter la participation des consommateurs finaux aussi bien aux marchés de gros que de détail.
• Transmettre les bons signaux prix de l'électricité aux utilisateurs finaux, via des prix horaires dynamiques par exemple, et susciter, ainsi, leur réaction par des actions de DSR (Demand-Side Response) et l'installation de moyens de stockage propres (décentralisés).
POLITIQUES DE COMPTAGE NET
Le comptage net va au-delà de l'autoconsommation et consiste à permettre aux « pro-sommateurs » d'utiliser leur surplus de production dans une période donnée pour compenser leur consommation à un moment différent. Pour cette raison, le comptage net est parfois décrit comme permettant aux utilisateurs
finaux d'utiliser le réseau de distribution comme moyen de stockage pour leur surplus d'énergie. En fait, les implications du comptage net sont beaucoup plus profondes. Celles-ci sont principalement liées au fait que l'énergie injectée dans le réseau est implicitement valorisée au prix de détail de l'électricité (cf. définitions et concepts détaillés fournis dans l'encadré 2).
Figure 0-1: Politiques de comptage net aux États-Unis en juillet 2016. Source : DSIRE, 2016
Termes clés de l'autoconsommation et du comptage net
Période de facturation : correspond à la fréquence à laquelle les consommateurs finaux reçoivent et paient leurs factures d'électricité. Cette période varie généralement d’un à quelques mois.
Intervalle de comptage : intervalle de temps pendant lequel le compteur enregistre la consommation (nette). Dans le cas des compteurs électroniques modernes, cela peut aller jusqu'à 15 minutes, alors que dans le cas des compteurs électromécaniques
conventionnels, cela correspondrait à la période pendant laquelle la lecture du compteur est effectuée et, normalement, à la période de facturation.
Période de compensation : intervalle de temps durant lequel les « pro-sommateurs » sont autorisés à compenser les injections et les soutirages d'énergie. Cet intervalle dépend de la conception du système de comptage net mis en place par les régulateurs, généralement d'une heure à une année entière.
7
Comme le montre la figure 4-1, le comptage net est une politique répandue aux États-Unis, où il est obligatoire dans 41 États et plusieurs autres juridictions. Selon SEPA (2015), 99% des installations solaires à travers les États-Unis étaient soumises à un système de comptage net en 2014, ce qui représente 44% de la capacité installée totale de PV solaire dans le pays. À titre de comparaison, il convient de mentionner que, à contrario, les tarifs de rachat sont présents dans 7 États et que le Renewable Portfolio Standard (RPS) est présent dans 29 États.1 Le RPS est une réglementation qui exige une augmentation de la production d'énergie à partir de sources d'énergie renouvelables. Il existe d'autres noms usuels, pour le même concept, comme le Renewable Electricity Standard (RES) au niveau fédéral aux États-Unis et le Renewables Obligation (RO) au Royaume-Uni.
En Europe, le déploiement de DG renouvelables a été principalement soutenu par des programmes de soutien direct, tels que les FiT ou les certificats verts négociables (CEER, 2015c). Néanmoins, le comptage net, la facturation nette et l'autoconsommation ont été introduits dans plusieurs pays européens (voir Figure 4-2). Ces systèmes sont vus par les décideurs comme un moyen de
continuer à promouvoir
l'adoption des SER, principalement l'énergie solaire photovoltaïque, tout en éliminant progressivement les subventions à la rémunération existantes.
Par ailleurs, l'autoconsommation encourage la localisation de la DG à proximité de l'endroit où l'électricité est effectivement consommée, améliorant ainsi l'utilisation du réseau. C’est pourquoi, l'initiative « Énergie propre pour tous les Européens » de la Commission européenne propose que les États membres autorisent l'autoconsommation d'énergie renouvelable, y compris le droit de vendre la production excédentaire, et d'éviter des « procédures et des frais disproportionnés qui ne reflètent pas les coûts » (Commission européenne, 2016b). De fait, l'autoconsommation a été jugée si pertinente que cette disposition a été incluse dans deux propositions de directive différentes, à savoir la directive sur l'électricité et la directive EnR (Commission européenne, 2016b, 2016c).
L’AUTOCONSOMMATION ET LE
« MISSING MONEY »
L'autoconsommation implique un processus de mise en œuvre simple, des niveaux élevés d'acceptation du client et de faibles coûts de transaction. Cependant, cette pratique peut mettre en péril
1 Données extraites de la base de données de State Incentives for Renewables and Efficiency (DSIRE®). Cf.
www.dsireusa.org
Figure 0-2: Production PV dans l'Union européenne en 2014. Source: Solar Power Europe, 2015
Des mécanismes d'autoconsommation avec des
intervalles de comptage à l’heure - ou même plus courts - contribueraient au développement pérenne de la
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les taux de recouvrement des coûts d'un système si les tarifs ne reflètent pas les vrais coûts et si des technologies de comptage classiques, avec des fonctionnalités très limitées, sont utilisées.
En autoconsommation, la valeur de l'électricité renouvelable autoconsommée perçue par les utilisateurs finaux est déterminée par le niveau du tarif de détail, plus précisément la composante énergie du tarif (€/kWh). Cependant, les tarifs de détail actuels ne reflètent pas nécessairement le coût réel instantané de l'électricité. Il est reconnu que la valeur de l'énergie électrique dépend des moments où elle est produite ou consommée. Dans les faits, les marchés de l'électricité valorisent l'énergie sous différents délais, allant des prix horaires aux prix en temps réel sur des périodes de plusieurs minutes. Généralement, cette volatilité des prix n'est pas transmise aux prix de détail. Fréquemment, les prix de détail sont formés à partir de tarifs forfaitaires ou, dans certains cas, de tarifs d'utilisation de l'énergie.
Les tarifs basés sur l'énergie sont souvent destinés à récupérer les coûts du système qui ne dépendent pas de la quantité d'énergie consommée, tels que les coûts du réseau, d'exploitation du système, des programmes d'efficacité, de soutien aux combustibles domestiques ou aux EnR. Par conséquent, la part des coûts fixes du système que les utilisateurs finaux avec des installations d'autoconsommation paient, en particulier ceux sous des systèmes de comptage net, peut être faible si les tarifs ne reflètent pas les coûts. Ainsi, lorsque l'autoconsommation se produit dans le cadre de structures tarifaires conventionnelles, avec souvent une composante volumétrique (en €/kWh), les consommateurs sans DG subventionnent, de facto, ceux qui adoptent la DG. Or, les systèmes de comptage net intensifient cet effet et réduisent la sensibilité des utilisateurs finaux aux variations des coûts d'électricité en fonction du moment, compromettant ainsi les efforts visant à promouvoir la DSR et l’injection d'EnR élevée, lorsque cela est nécessaire, à l'échelle du système (CEER, 2016).
Il convient de noter que la DG peut apporter des avantages significatifs au système électrique : elle diminue les coûts et les pertes de production et diffère l'investissement dans de nouvelles capacités. Toutefois, le comptage net n'est peut-être pas le moyen le plus approprié pour compenser les propriétaires de DER (Ressources énergétiques décentralisées). En effet, l’alternative qui consiste à permettre l'autoconsommation avec un système de tarification reflétant les coûts réels, tel que décrite plus loin, serait plus avantageuse pour les utilisateurs de DER lorsque ces derniers ont un impact positif sur le système. De plus, des tarifs reflétant les coûts réels favoriseraient des investissements efficients dans les DER, apportant ainsi une valeur ajoutée au système dans son ensemble.
Par ailleurs, les organismes de régulation peuvent être obligés d'augmenter les tarifs de détail pour assurer le recouvrement des coûts. Or, dans un système de comptage net basé principalement sur le volume d’énergie, des tarifs de détail plus élevés augmentent également l'incitation économique à devenir un auto-producteur, créant ainsi un cercle vicieux.
Enfin, une adoption à grande échelle du stockage décentralisé peut aussi entraîner la déconnexion des « pro-sommateurs » du réseau principal (voir la figure 5-1), un processus que certains ont appelé « la spirale de la mort » (Utility death spiral, EEI, 2013 ; Paulos, 2015).
Bien que la déconnexion du réseau soit une préoccupation réelle de nombreux établissements d’utilité publique, cette éventualité ne devrait pas être surestimée car tous les utilisateurs n'ont pas les ressources financières, la volonté et l'espace nécessaires pour se déconnecter du réseau principal. Connaître le nombre d'utilisateurs qui le font, nécessiterait une analyse spécifique et complète de chaque juridiction (voir RMI, 2014, par exemple), un processus qui va au-delà de l'évaluation
9 économique des systèmes
solaire-plus-batteries versus tarifs de détail. EPRI (2016) suggère que les implications de déconnexion du réseau principal sur les coûts et la fiabilité sont souvent sous-estimées. En tout état de cause, les subventions croisées et la diminution des recettes des services publics sont des sujets d’inquiétude grandissants pour les décideurs. Ces sujets sont traités à travers différentes politiques que nous allons aborder.
SOLUTIONS A COURT TERME AU
« MISSING MONEY »
En l'absence d'une méthodologie bien établie pour calculer des tarifs reflétant véritablement les coûts, les régulateurs peuvent adopter des règles ad hoc pour limiter le montant du « missing money » créé par l'autoconsommation et, potentiellement, aggravé par les politiques de comptage net lorsqu'une part importante de DG est installée. Pour empêcher les « pro-sommateurs » de surdimensionner leurs unités de production, certaines limitations ont été fixées sur les capacités installées par point de mesure. La plupart des politiques de comptage net aux États-Unis comprennent également des plafonds globaux d’agrégation. Par exemple, les systèmes photovoltaïques dans l'état de New York ne dépassent pas 25 kW pour les consommateurs résidentiels, 100 kW pour les fermes et 2 MW pour les utilisateurs non résidentiels, alors que la capacité installée totale, toutes sources EnR confondues, était plafonnée à 6% de la demande annuelle reçue par l’établissement d’utilité publique, en 2005. D'un autre côté, les unités de DG en Californie peuvent atteindre 1 MW de capacité. Un programme de plafond global de capacité au niveau des établissements d’utilité publique a été défini par la Commission des services publics, au-delà duquel les établissements ne sont plus obligés d'offrir le comptage net aux consommateurs. En mars 2016, environ 79% du plafond de capacité avait été atteint (Tableau 6-1).
Le volume d'énergie auto-consommée et payée peut également être limité pour atténuer les problèmes de recouvrement des coûts. La quantité maximale d'énergie consommée pourrait être limitée ou, indirectement, la durée de la période de compensation pourrait être réduite. Par exemple, bien que le Royaume des Pays-Bas ait mis en place un système annuel de comptage net, les « pro-sommateurs » ne reçoivent qu'une compensation
ne pouvant pas aller au-delà de 5 000 kWh/an. De même, le Danemark a récemment modifié la période de compensation d'une année à une heure, ce qui en fait un régime purement d'autoconsommation.
Tableau 0-1: Le plafond de capacité de comptage net au niveau des IPP en Californie (Mars 2016). Source : CPUC, 2016
Figure 0-1: Les effets possibles de l'approche réglementaire traditionnelle en présence de parts élevées de DER
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VERS UNE NOUVELLE APPROCHE TARIFAIRE
La mise en place d’une tarification rigoureuse, de détail et de réseau, qui envoie des signaux économiques efficaces aux utilisateurs est la solution à long-terme appropriée, permettant une autoconsommation durable qui encourage la DSR et le stockage. Les sous-chapitres suivant décrivent quelques mesures prises par les régulateurs dans ce sens.
L’ABANDON DES REDEVANCES VOLUMETRIQUES
Adopter des structures tarifaires davantage axées sur les coûts exige d'abandonner les frais purement volumétriques et d'introduire une sorte de redevance fixe (en €/compteur/mois par exemple) ou une redevance capacitaire par rapport à la demande (€/kW). Comme le souligne NREL (2015b), l'introduction de ces changements dans les structures tarifaires implique un examen attentif des impacts qu'ils auront sur les factures des consommateurs ainsi que sur la composante volumétrique. En plus de résoudre le problème du « missing money », les redevances capacitaires peuvent encourager les « pro-sommateurs » à réduire le stress sur le réseau de distribution. En d'autres termes, la « conception
tarifaire pour les particuliers devrait commencer à accorder plus d'importance à la demande de pointe du client, …, qui peut être gérée par ce dernier » (New York DPS, 2015 : 11).
Dans le même ordre d'idées, l'État de Californie a récemment lancé une procédure qui, entre autres objectifs, vise à « faire en sorte que le tarif du successeur soit basé sur les coûts et les avantages de l'installation
de production d'électricité renouvelable » 2. La structure des tarifs résidentiels a donc été révisée, après quoi la
Commission des services publics de l'État a recommandé aux distributeurs publics de mettre en œuvre des facturations minimales ou des redevances fixes pour les consommateurs résidentiels (CPUC, 2014). L'encadré 3 montre comment différents systèmes de tarification peuvent affecter les décisions d'investissement des utilisateurs finaux. Le comptage net favorise la mise en place de capacités photovoltaïques plus grandes, probablement supérieures à la taille optimale sous un régime de tarifs reflétant les coûts, tandis qu'une redevance de pointe incite les consommateurs à installer une capacité de stockage pour l’écrêtage de la pointe, atténuant ainsi l'impact de la pénétration PV sur le système.
L’EXPOSITION DES “PRO-SOMMATEURS” AUX FLUCTUATIONS DE PRIX
La composante énergétique du tarif de détail détermine la valeur de l'énergie autoconsommée par les « pro-sommateurs ». Les tarifs forfaitaires d’énergie ont été souvent appliqués de façon traditionnelle, en particulier pour les « pro-sommateurs » résidentiels, principalement pour des raisons de simplicité, de capacités de comptage limitées et du manque présumé de flexibilité de la demande.
2 http://www.cpuc.ca.gov/PUC/energy/DistGen/NEMWorkShop04232014.htm.
Des redevances purement volumétriques aux
structures tarifaires qui tiennent compte des coûts ?
Des redevances réseau- reflétant les coûts - allouées aux utilisateurs finaux en tenant compte de leur localisation, de leur consommation-injection horaire nette et de leur impact sur l'utilisation des actifs ?
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Deux scénarios de prix pour une période de compensation mensuelle sont envisagés : dans le premier, les « pro-sommateurs » sont exposés à des frais purement volumétriques ; dans le second, la moitié des coûts du réseau est récupérée grâce à une redevance de demande (de pointe). Cependant, ces hypothèses sont de plus en plus remises en cause par les changements en cours dans le secteur de l'énergie. En effet, les tarifs de l'électricité reflétant véritablement les coûts devraient inclure une différenciation temporelle. Dans ce cas, la forme la plus simple de tarification « horo-saisonnière » dépendra de l’heure d'utilisation (ToU : Time of Use), tandis que l'approche la plus avancée reposera sur des tarifs horaires rendus possibles par des infrastructures de comptage évolué (AMI) et, dans les contextes libéralisés, sur les prix de gros de marchés liquides et transparents.
Simulation des décisions d'investissement dans le PV et le stockage sous différentes tarifications
La figure 7-1 montre les résultats d'une analyse visant à estimer l'effet du comptage net, combiné à la redevance de demande (de pointe), sur les décisions d'investissement des consommateurs dans les systèmes PV et de stockage suivant 3 coûts technologiques différents (Burger, 2015). Les résultats correspondent à une maison résidentielle moyenne, située dans une banlieue au nord de New York, avec un profil de charge basé sur des informations disponibles à la US Department of Energy and Energy Information Administration.
On peut observer que le comptage net encourage significativement les investissements PV, même en présence d'une redevance capacitaire (fonction de la demande). Néanmoins, le seuil de rentabilité des investissements PV est affecté par cette redevance capacitaire. Les investissements dans le stockage, qui dans ce cas n'étaient pas rentables avec un tarif purement volumétrique, sont également encouragés pour répondre à la demande de pointe du soir. Le stockage peut même être rentable pour les
utilisateurs finaux en l'absence de PV, grâce à son potentiel de réduction de la demande de pointe.
Figure 0-1: Influence des signaux prix sur les décisions d'investissement en PV et stockage. Source : Burger, 2015
12
Il importe cependant de noter que la Commission européenne (2015c) fournit des recommandations sur la mise en œuvre de nouvelles tarifications réseau pour combattre le « missing
money » et pour encourager l'efficacité système par l'autoconsommation :
• Les futures tarifications devraient être basées sur des critères objectifs et non discriminatoires et refléter l'impact du consommateur sur le réseau électrique tout en garantissant un recouvrement suffisant des coûts réseau et système.
• Si des modifications de la structure tarifaire actuelle sont jugées nécessaires et appropriées, elles devraient tenir compte de la nécessité d'assurer la stabilité (viabilité) des investissements en installations d'autoconsommation effectués antérieurement.
LE DECOUPLAGE ENTRE TARIFS DE RACHAT ET TARIFS DE DETAIL
Compenser implicitement l'injection d'électricité aux tarifs de détail, comme le fait le comptage net, est, de facto, un instrument de soutien à la production d'EnR qui s'est révélé très efficace pour promouvoir le déploiement de solutions d'EnR décentralisées dans plusieurs pays. Cependant, ce mécanisme peut ne pas refléter adéquatement la valeur réelle des injections d'EnR à tout moment (à toute heure). Ceci est, d’ailleurs, reconnu par de nombreux décideurs publics :
« Les bonnes pratiques incluent : [...] La préférence pour les systèmes d'autoconsommation au détriment des systèmes de comptage net (facturation nette) [...] La mise en place d'une exposition à court-terme en valorisant l'électricité excédentaire injectée dans le réseau au prix du marché de gros » (Commission européenne, 2015c : 12)
« La convention actuelle de crédit au tarif de détail moyen peut être trop faible ou trop forte [...]. Grâce au calcul de la pleine valeur des ressources énergétiques décentralisées (DER) pour le système, le service public sera en mesure de déterminer la valeur économique totale de la ressource [...] utilisée comme base du crédit » (New York DPS,2015 : 13). « Compte tenu du niveau de subventionnement croisé que représente actuellement [le comptage net de l'énergie (NEM)], toute tarification basée sur les coûts est susceptible de réduire le niveau actuel de soutien fourni au NEM [...]. L'objectif de la promotion de la DG auprès des clients est important, mais [...] les subventions devraient être explicites et transparentes » (CPUC, 2014 : 24).
La figure 7-2 montre que différents États américains ont mis en place des mécanismes qui découplent la valeur
de la production
excédentaire nette des tarifs de détail. En fait, plusieurs approches alternatives au comptage net, particulièrement pertinentes en présence de parts élevées de DG,
peuvent compenser l'excès de production de DG sur site. Au Danemark, les « pro-sommateurs » reçoivent un FiT (0,08 €/kWh) pour leurs exportations nettes d'électricité, tandis qu'au Royaume-Uni, les systèmes photovoltaïques de moins de 30 kWc reçoivent à la fois un tarif de production pour
Figure 0-2: Traitement de l'énergie excédentaire des « pro-sommateurs » à travers les États-Unis en juillet 2016. Source : DSIRE, 2016
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l'énergie auto-consommée et une prime pour l'électricité excédentaire injectée dans le réseau (Commission européenne, 2015c). À mesure que les coûts baissent et que la technologie arrive à maturité, l'électricité autoproduite sera de plus en plus en concurrence avec la production centralisée plutôt qu'avec un tarif de détail. Dans une récente réglementation portugaise sur l'autoconsommation, par exemple, l'énergie injectée dans le réseau est compensée à la valeur moyenne des prix du marché
spot, réduite de 10% pour tenir compte des coûts du réseau.
TARIFICATION EVOLUEE EN FAVEUR DE LA DR ET DU STOCKAGE DECENTRALISE Pour que les tarifs des utilisateurs finaux tiennent compte des coûts véritables, les méthodologies de tarification devraient tenir compte des différentes composantes additionnelles de coût dans les tarifs de détail. Ces composantes sont : 1) le prix/coût de l'électricité pour chaque période (« horo-saisonnier ») et en chaque lieu ; 2) le coût des réseaux de transport et de distribution ; et 3) les autres coûts réglementés, tels que l’exploitation du système ou le soutien aux SER3.
Exposer les utilisateurs finaux aux prix de l'énergie qui varient au fil du temps et à l'emplacement dans le réseau favoriserait la flexibilité de la demande et le stockage décentralisé. Bien que cela puisse se faire par le biais de prix ToU de l’énergie ou de prix horaires dynamiques, des schémas plus avancés basés sur les prix marginaux de localisation de distribution (DLMP) ont été proposés (Bohn et al., 1984). Les DLMP sont, en fait, une extension du concept de prix nodaux appliqués aux réseaux de distribution au niveau de la transmission. Ainsi, les DLMP reflètent les différentes valeurs de l'électricité en fonction de l'endroit où elle est consommée ou injectée dans le réseau. Cette méthodologie de tarification capterait donc l'effet des pertes d'énergie (qui se produisent principalement au niveau de la distribution) et de la congestion du réseau. De façon générale, les prix (d’énergie) dynamiques fournissent aux utilisateurs finaux des signaux économiques de court-terme efficaces qui favorisent une utilisation rationnelle de la DG, du stockage et de la DR (Demand response). Les coûts de réseau, à la fois de transmission et de distribution, sont récupérés grâce aux frais de réseau. Des redevances de réseau bien conçues réévaluent les coûts du réseau et envoient aux utilisateurs finaux des signaux économiques à long-terme efficaces qui influent sur les décisions de localisation et d'investissement. Les redevances de réseau reflétant les coûts devraient être basées sur les facteurs d'expansion du réseau (Bharatkumar, 2015), tels que l'emplacement, le profil horaire net (combien d'utilisateurs finaux peuvent consommer ou produire selon l'heure) et la part des utilisateurs dans le taux d'utilisation des actifs durant les périodes les plus critiques de l'année.
Cette approche méthodologique génère des charges de réseau largement indépendantes du volume d'énergie injecté ou consommé, mais qui reposent plutôt en grande partie sur une composante fixe par utilisateur, qui pourrait être différenciée par niveau de tension ou type d'utilisateur du réseau4, ainsi que sur une composante de capacité « horo-saisonnière » (€/kW) reflétant l'impact de chaque utilisateur final sur l'utilisation des ressources du réseau. Le terme de capacité mentionné ci-dessus refléterait les coûts incrémentiels justifiés par l'existence de contraintes de réseau, actuelles ou prévues,
3 A noter que ces composantes correspondent strictement aux coûts de l'approvisionnement en électricité. Néanmoins, les taxes et les
prélèvements peuvent représenter une part importante des tarifs de détail définitifs, dépassant même 50% du prix final dans certains pays européens, tels que l'Allemagne et le Danemark (AIE, 2016).
4 Cette composante pourrait être calculée pour chaque utilisateur du réseau ou groupe de consommateurs selon différents
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au cours de la période correspondante.5 Cependant, en l'absence de contraintes, les redevances de capacité peuvent produire des réponses (réactions) inefficaces de la part des utilisateurs, sous forme de réduction de charge sur un réseau qui n'est pas encombré, par exemple via une réduction de charge de pointe ou une activation de moyen de stockage. Ainsi, les coûts résiduels (coûts échoués), qui ne sont pas générés par les pointes de consommation ou de production, devraient être récupérés au moyen de la redevance fixe afin d'éviter la distorsion des signaux économiques antérieurs.
Il convient également de noter que les tarifs de réseau devraient être technologiquement neutres. Cela signifie que pour chaque période et lieu, la redevance réseau variable (€/kWh) devrait être la même, mais avec, bien entendu, un signe opposé pour la consommation et l'injection. Cependant, contrairement à ce qui est courant aujourd'hui, ceux-ci ne doivent pas dépendre du type d'utilisateur qui se trouve derrière le compteur. Au lieu de cela, par exemple, une injection de puissance d'un générateur doit être valorisée de la même manière qu'une unité de stockage ou d’effacement.
Enfin, les tarifs de détail comprennent d'autres coûts réglementés liés aux politiques de soutien aux énergies renouvelables ou aux politiques sociales. Ces coûts peuvent être très importants dans certains pays et leur attribution aux utilisateurs finaux ne devrait pas fausser les signaux économiques à court et à long terme fournis par les prix de l'énergie et les redevances de réseau. À cet égard, plusieurs solutions ont été proposées. Par exemple, ces coûts pourraient être retirés des tarifs d'électricité, couverts par le biais du budget public ou sous la forme d'une taxe appliquée à toutes les formes de consommation d'énergie, et pas seulement à l'électricité. Une autre option pourrait consister à recouvrer ces coûts au moyen d'une redevance fixe par consommateur, en reconnaissant l'existence de différentes catégories de consommateurs (résidentiels, commerciaux, industriels) et même de sous-catégories (consommateurs résidentiels avec des petites, moyennes et grandes maisons, par exemple), indépendamment de leurs injections-soutirages d'énergie et de capacité.
C'est donc par la mise en œuvre de signaux économiques efficaces à court et à long-terme (par exemple, prix de l'énergie et redevances réseau, respectivement) que les utilisateurs du réseau de distribution seront encouragés à fournir la pleine valeur du stockage décentralisé et de la DR. De plus, en combinaison avec la DG, les deux ressources peuvent maximiser l'autoconsommation et bénéficier au système dans son ensemble. In fine, les agrégateurs peuvent jouer le rôle de médiateurs pour exploiter les flexibilités supplémentaires offertes par ces ressources.
L’IMPORTANCE DES DISPOSITIFS DE COMPTAGE
La marge de manœuvre des régulateurs pour appliquer leur système d'autoconsommation et de comptage net peut être sévèrement limitée par des capacités de comptage insuffisantes. Les compteurs électromécaniques conventionnels ne permettent que des schémas simples avec une granularité temporelle inexistante ou rare et sans compensation pour l'énergie exportée nette. Des compteurs bidirectionnels électromécaniques, ou une configuration à compteur double-flux, surmontent cette dernière barrière. Cependant, la réduction de durée des périodes de compensation serait limitée par le processus de lecture des compteurs, puisque les compteurs sont lus tous les mois ou tous les deux mois. Par conséquent, des compteurs électroniques capables d'enregistrer des flux d'énergie
5 Il convient de noter que, si les DLMP étaient en place, ce qui n'est le cas dans aucun système, une partie de ces coûts
imputables à la congestion serait intégrée dans ces prix de l'énergie. Cependant, les DLMP, comme cela arrive avec la tarification nodale dans les réseaux de transmission, ne suffiraient pas à récupérer les coûts de réseau complets.
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bidirectionnels toutes les quelques minutes sont une condition préalable pour les systèmes de comptage net les plus évolués reposant sur des tarifs variant dans le temps et/ou sur des périodes de compensation très fréquentes. En cas de besoin d'une nouvelle installation ou d'un remplacement de compteurs, les régulateurs devraient donc évaluer l'opportunité de mettre en place l'obligation d'installer des compteurs modernes dans les locaux des « pro-sommateurs ».
Toutefois, la mise en œuvre de politiques d'autoconsommation efficaces n'est pas la seule justification du comptage intelligent, ce dernier ayant également son rôle dans la sensibilisation des consommateurs (réduction de l’asymétrie d’information), le fonctionnement du marché de détail et la DR.
AUTRES CONSIDERATIONS DE POLITIQUE SECTORIELLE
La mise en œuvre des mesures susmentionnées peut soulever d'autres considérations qui ne sont pas strictement liées à l'autoconsommation et au comptage net, mais qui sont, néanmoins, importantes à prendre en compte.
Premièrement, les régulateurs devraient garder à l'esprit les effets que les changements dans la structure des tarifs de détail auront sur tous les consommateurs, pas seulement les nouveaux « pro-sommateurs ». Par exemple, l'introduction d'une redevance de capacité modifierait les signaux économiques perçus par les « pro-sommateurs » préexistants, modifiant ainsi les conditions dans lesquelles ils avaient évalué leur investissement dans la DG. De plus, l'introduction de frais fixes ou de capacité peut avoir des conséquences inattendues pour les clients à faible consommation, qui peuvent voir leurs factures augmenter soudainement. Par conséquent, des réformes progressives et la mise en œuvre progressive des changements tarifaires sont généralement recommandées (CPUC, 2014, Commission européenne, 2015c, New York DPS, 2015).
Deuxièmement, les procédures administratives lourdes et des options tarifaires complexes peuvent constituer un obstacle important pour les utilisateurs finaux, en particulier les consommateurs résidentiels. Ainsi, une autre priorité devrait être donnée à la réduction des coûts de transaction, pour les « pro-sommateurs », grâce à la mise à disposition d’informations ciblées, à des procédures administratives simplifiées ou à des calculateurs en ligne (CPUC, 2014, Commission européenne, 2015b).
Troisièmement, une autre question importante à garder à l'esprit est l'impact qu'un déploiement massif de stockage à petite échelle, associé à la DG, peut avoir sur le système électrique et, particulièrement, sur les réseaux de distribution. En effet, les consommateurs, sur la base des signaux de prix, pourraient utiliser les systèmes de stockage pour stocker l'électricité et l'injecter dans le réseau à différents moments. Potentiellement, cela pourrait rendre encore plus difficile la prévision de la production décentralisée (DG) par les gestionnaires de réseau. C'est donc un argument supplémentaire en faveur de la mise en place d'un ensemble de structures tarifaires reflétant les coûts.
Quatrièmement, l'accès des DER (Ressources d’énergie décentralisée) aux marchés en amont pourrait être activé. Cela nécessiterait, entre autres, d'étendre les rôles traditionnels des sociétés de distribution qui pourraient endosser de nouveaux costumes en tant que facilitateurs de marché et opérateurs de réseaux de distribution, en interagissant plus étroitement avec d'autres agents tels que les fournisseurs, les agrégateurs, les opérateurs de systèmes de transport et les indépendants. Pour ce faire,
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la coopération entre les gestionnaires de réseau de transport et de distribution devra être renforcée, et l'agrégation des DER devra être promue et soutenue. Le principal défi réglementaire à cet égard réside dans la manière de coordonner les différents signaux économiques lorsque ceux-ci entrent en conflit, par exemple lorsque la fourniture de services d'équilibrage par une unité de DG ou un « pro-sommateur » entraîne une congestion au niveau de la distribution.
Enfin, les modifications que subissent les systèmes électriques évolués sont étroitement liées à la numérisation du système. Par conséquent, le rôle croissant joué par les technologies de l'information et de la communication dans la gestion efficace d’un système énergétique nécessite une coopération étroite entre les régulateurs de l'électricité et des télécommunications.
RECOMMANDATIONS
L’association de l'autoconsommation - à travers la production décentralisée - et du stockage en aval du compteur est une option de politique énergétique qui profiterait aux utilisateurs finaux en diminuant leurs factures d'électricité. Elle serait, également, favorable au système électrique en réduisant les pertes d'énergie, tout en encourageant l'investissement et la participation active des consommateurs.
Néanmoins, si elles ne sont pas conçues de manière adéquate, les mesures de soutien à l'autoconsommation peuvent créer un problème de « missing money » dans les cadres réglementaires traditionnels, ce qui peut compromettre la viabilité financière des établissements publics. Cela est généralement dû à la conjonction entre une conception tarifaire de détail insuffisante - reposant principalement sur une composante volumétrique pour recouvrer tous les coûts du système - et d’anciennes technologies de mesure, ne permettant pas de mesurer les flux bidirectionnels avec un degré de différenciation temporelle élevé. Dans certains contextes, le défi peut être aggravé par un nombre trop élevé de politiques de soutien en faveur du comptage net, qui valorisent implicitement l'énergie injectée dans le réseau au prix de détail de l'électricité. En réponse, les régulateurs ont souvent essayé de limiter la capacité installée autorisée, ou la quantité d'énergie compensée, ou de raccourcir la période pendant laquelle les injections d'énergie sont déduites de la quantité d'électricité facturée et payée.
Cependant, ces dispositions ne représentent pas une solution viable à long terme au problème du
« missing money ». En réalité, les effets négatifs potentiels d’un niveau élevé de capacités décentralisées - encouragé par le comptage net - dépendent de la coexistence de tarifs majoritairement volumétriques (€/kWh) avec des compteurs standards, dont l’application et la lecture sont, au mieux, mensuelles. Par conséquent, il serait souhaitable de promouvoir des programmes d'autoconsommation avec des intervalles de comptage courts (1 heure ou moins). En sus, les utilisateurs finaux, en particulier ceux qui ont des installations d'autoconsommation, devraient, idéalement, être exposés à des tarifs de détail bien conçus qui reflètent la valeur de l'énergie à chaque instant ainsi que son impact sur les investissements futurs. De même, lorsque des incitations supplémentaires compensant le surplus d'électricité qui n'est pas autoconsommé instantanément sont jugées nécessaires, celles-ci devraient être explicites.
Certains décideurs politiques et régulateurs ont déjà commencé à mettre en œuvre des dispositions qui vont dans le sens de la prise en compte des coûts, comme l'introduction de redevances capacitaires ou de frais fixes, les tarifs ToU ou le découplage des tarifs de rachat aux prix de détail. Des tarifs
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reflétant véritablement les coûts permettraient d’envoyer des signaux efficaces à court et à long terme aux utilisateurs finaux, reflétant leur contribution aux coûts et assurant le recouvrement des coûts totaux du système. Leur calcul devrait intégrer les éléments de coûts système suivants : 1) le prix de l'énergie sur le marché, avec différenciation temporelle et géographique ; 2) le coût du réseau et 3) les autres coûts réglementés.
• Les tarifs reflétant les coûts de l'électricité prennent acte, en quelque sorte, de sa valeur différente en fonction du temps et de son emplacement (congestion et pertes d'énergie dans le réseau). Le transfert des tarifs ToU ou des variations des prix de l’énergie vers les utilisateurs finaux équipés d’installations de DG et de stockage permettrait de fournir des signaux économiques à court-terme efficaces. Ces signaux favoriseraient, à leur tour, l’exploitation efficace de ces ressources, y compris par la DR, le dispatching de la production et la gestion du stockage.
• Les redevances de réseau devraient fournir aux utilisateurs finaux des signaux économiques favorisant des décisions de localisation et d'investissement efficaces, qui devraient être fondées sur la contribution réelle de chaque utilisateur du réseau aux coûts du réseau. Les frais de réseau reflétant les coûts doivent être calculés en fonction des différents facteurs d'expansion du réseau. Ainsi, ils devraient être attribués aux utilisateurs finaux en tenant compte de leur emplacement, de leur consommation-injection horaire nette et de leur contribution à l'utilisation des actifs. Les charges résultantes comprendraient une composante de capacité en fonction du moment, reflétant la contribution individuelle à l'utilisation maximale du réseau (injection et soutirage), plus une composante fixe liée à la connexion au réseau, ainsi que d'autres coûts communs (qui peuvent être partagés par tous les utilisateurs du réseau).
• Les coûts régulés résiduels relatifs aux politiques énergétiques ou sociales, lorsqu'ils sont transférés aux tarifs d'électricité, ne devraient pas fausser les signaux économiques, à court et long terme, décrits précédemment. Plusieurs solutions ont été proposées pour l'attribution de tels coûts, par exemple, à travers une redevance fixe ou différenciée selon la taille ou la catégorie du client. Toutefois, les redevances fixes peuvent également avoir des effets indésirables, tels que la mise en péril des consommateurs à faible demande, la dévalorisation de la DR et des efforts d'efficacité énergétique, ou l’encouragement à la déconnection du réseau public. Fort heureusement, les pouvoirs publics peuvent, également, décider de récupérer ces coûts, au moins en partie, à l'aide de sources de revenus alternatives telles que les budgets d’état ou les taxes.
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CONCLUSION
L'autoconsommation peut apporter des avantages à la fois pour les utilisateurs finaux et pour le système électrique dans son ensemble. Dans le même temps, elle peut favoriser la flexibilité côté demande, y compris par l'adoption du stockage décentralisé en aval du compteur. Les politiques énergétiques et la réglementation devraient promouvoir activement l'autoconsommation et éliminer les obstacles administratifs. Afin de parvenir à un développement durable des agents actifs en matière de consommation, de production et de stockage, il est important d'adopter une conception des tarifs de détail qui reflète les coûts réels, afin de fournir des signaux prix efficaces, et de soutenir le déploiement de technologies de comptage évolué. En effet, les tarifs de détail bien conçus, et incluant une granularité « horo-saisonnière » adéquate, ne peuvent être transmis aux consommateurs finaux que si une infrastructure de comptage évolué est disponible. Les compteurs électroniques, capables d'enregistrer des flux d'énergie bidirectionnels toutes les quelques minutes, sont une condition préalable au développement pérenne de l'autoconsommation et à la stimulation de la DR des utilisateurs finaux, y compris par le stockage décentralisé. A cet égard, les économies d'échelle et la standardisation joueront un rôle important lors du déploiement de compteurs intelligents.
Bien que nuancée à bien des égards, la transition énergétique semble bel et bien enclenchée, et il est fort probable que les progrès technologiques la rendront inexorable. Ainsi, dans un futur proche, l’émergence des véhicules électriques (EV), de la blockchain et des technologies de stockage de plus en plus performantes, constituent autant d’évolutions favorables à l’autoproduction, à la distribution et au stockage décentralisés. Les politiques et régulateurs devront donc les anticiper et les accompagner, plutôt que de les subir. D’ores-et-déjà, en 2017, 500.000 foyers avaient adopté l’autoconsommation individuelle en Allemagne contre 20.000 en France. A la même période, en Allemagne, 60.000 foyers avaient complété leur installation par des moyens de stockage, leur permettant d’optimiser leur taux d’autoconsommation jusqu’à 90%.6 À ce jour, l’autoconsommation par l'énergie solaire a été adoptée par plus de 725.000 foyers en Californie, pour un total de près de 6 GW de capacité installée7. D’ici 2030, le processus de décarbonation de la Californie prévoit une dépendance accrue à l'énergie renouvelable, avec des estimations allant jusqu'à 16 GW en aval du compteur8. En Allemagne, les échanges physiques ou virtuels (via une plateforme) entre consommateurs sont déjà courants.
Cependant, les mix de capacité de production électrique, les structures de marché, les LCOE, donc les tarifs de détail de la Californie, de l’Allemagne et de la France, comportent des différences notables. Par conséquent, il est, évidemment, important de rappeler que les contextes politique, historique, culturel, géographique, structurel, économique et social de chaque marché jouent tous un rôle dans l’élaboration de politiques énergétiques, en particulier dans le secteur électrique qui relève du bien commun. Bien entendu, l’accès universel au service de l’électricité, en tant que bien public, ne saurait être compromis par une politique tarifaire. Cet article, bien que très centré sur des questions techniques, n’entend pas omettre cette dimension primordiale. In fine, les décideurs devront concevoir des politiques proactives qui viseront l’efficacité, l’équité et l’inclusion sociale, tout en se basant sur les retours d’expérience et l’analyse économique.
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https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/l-autoconsommation-collective-bientot-sur-les-rails-772191.html
7 http://www.californiadgstats.ca.gov/, October 23, 2017
8 California Public Utilities Commission, Attachment A: Proposed Reference System Plan. September 18, 2017. (http://
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