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Avec le déploiement d'un réseau intelligent les opérateurs s'intéressent désormais à de nouveaux modèles de tarification devenus possibles grâce aux nouvelles infrastructures. Parmi eux le : "Time of Use" et le "Net Metering". Le "Time of use" est un modèle définissant les prix à l'avance en fonction des périodes de l'année et basé sur des estimations antérieures de demande en électricité. Typiquement le consommateur peut récupérer les tarifs sur Internet, permettant alors d'adapter sa demande. La grille tarifaire est remise à jour une à deux fois par an. "Le Net Metering" est quant à lui un modèle en faveur des énergies renouvelables donnant la possibilité aux consommateurs équipées de telles capacités de production de revendre leur électricité aux opérateurs. Le tarif de rachat de l'électricité est basé sur le modèle "Time of use", cependant si le consommateur produit un surplus d'énergie par rapport à sa consommation l'opérateur ne rembourse pas la différence.
Afin d'appliquer de telles politiques de paiement, les opérateurs requièrent l'installation de compteurs intelligents leur permettant de relever les flux d'électricité entrant et sortant sur le réseau pour chaque consommateur. En Californie la totalité du déploiement des compteurs intelligents [1] devrait être terminée d'ici la fin 2012. D'autre part les opérateurs et les régulateurs travaillent actuellement à la mise en place d'une variant du "Time of Use" à savoir le "Critical Peak Pricing (CPP)". Dans ce modèle, le "Time of Use" est utilisé comme référence excepté pour certaines périodes de pics de demande où le prix peut alors être fixé en fonction de la production et de la consommation réelle.
Un marché à fort potentiel
Durant l'été 2008, PG&E avait déployé sur le territoire américain le premier programme à grande échelle basé sur le CPP. Le projet pilote avait été conduit sur une période de plus de 6 mois définissant la période de pic entre 14h et 19h pendant les jours de la semaine avec des réductions de coûts significatives appliquées pendant les heures "creuses". Les résidents avaient reçu par e-mail ou sous d'autres formes de communication les évolutions du programme. Les résultats obtenus ont montré que le consommateur moyen réduisait sa consommation au moment du pic de 16.6%. Un second programme a été mis en place depuis mai dernier par PG&E, le "Peak Day Pricing"[2], proposant un service comparable au CPP à plus de 2000 compagnies ou commerces d'une puissance de plus de 200 kW. Pour les opérateurs, c'est une opportunité de réduire la demande sur le réseau et de s'orienter vers du "Demand Response" [3], un modèle économique incitant les clients à réduire leur consommation pendant les pics de demande en électricité.
C'est également une opportunité d'ouvrir un nouveau segment du marché du Smart Grid, grâce à l'accès aux données de la consommation au cours de la journée. Des compagnies comme Emeter [4] et Ecofactor [5] parmi tant d'autres, misent sur la possibilité d'engendrer une demande en outils de gestion énergétique au niveau résidentiel (Ecofactor) ou commercial (Emeter). De telles compagnies proposent des logiciels de gestion automatique permettant selon eux de réduire très sensiblement les factures électriques.
Changer le comportement des consommateurs
Pour les commerces et l'industrie ou la consommation énergétique représente une grand part des dépenses, un modèle basé sur des prix fluctuants au cours de la journée peut potentiellement engendrer une réduction (ou une augmentation) significative des coûts. Si la gestion de la consommation suit les heures creuses, on se retrouve alors dans un scénario gagnant-gagnant à la fois pour les distributeurs et pour les consommateurs et l'adoption d'un tel modèle devrait alors être assez aisée. Cependant pour le consommateur résidentiel cet atout devient moins évident. Des études ont montré qu'en moyenne un américain pense à sa facture électrique seulement 6 minutes par an. D'autant plus que la différence de prix réalisée sur la facture électrique à la fin du mois restera très faible voire parfois défavorable. Conscients de cette faiblesse, les opérateurs devront donc trouver le moyen d'impliquer les particuliers afin d'obtenir la meilleure efficacité et le meilleur prix.
Une régulation en faveur du "Dynamic pricing"
L'état californien, par l'intermédiaire d'instances gouvernementales comme le CPUC ou le California ISO, régule la production, la transmission et la distribution de l'électricité. Les grands opérateurs privés californiens comme PG&E, SDG&E et SCE, représentent environ les de la distribution d'électricité. Le CPUC a demandé à ces derniers d'adopter rapidement une grille tarifaire reposant sur le CPP. Ainsi PG&E devrait mettre en place son programme d'ici 2011. Cependant suite à plusieurs pétitions au sein même du CPUC de la part de la Division Repayer Advocates (DRA) responsable de la protection des consommateurs, la mise en application devrait être repoussée à 2013 [6].
Les opérateurs encore hésitants
Christian Keller du department"Policy and Integrated Planning" de PG&E nous explique que malgré une volonté réelle d'appliquer le "Time of Use" et le "CPP", les opérateurs privés hésitent encore à se lancer dans une nouvelle tarification complexe qui risquerait de mécontenter les clients. L'an dernier, suite à l'installation de compteurs intelligent à Bakersfield, de nombreux usagers s'étaient plaints d'une hausse de leur facture d'électricité. Ce mécontentement avait grandi à un tel point que désormais les médias parlent du "Bakersfield Effect"[7] pour décrire l'incompréhension des consommateurs envers les compteurs intelligents.
D'autre part, la mise en place d'une tarification en temps réel, même seulement pour de courtes périodes requiert une infrastructure supplémentaire. Si le coût de l'infrastructure devrait être rapidement compensé par une réduction significative du pic de demande, la mise en place des logiciels de gestion énergétique est encore mal définie. En effet, de grandes compagnies comme Google, Microsoft et Silver Spring proposent déjà des solutions logicielles comme le Power Meter ou Ohms, cependant elles reposent sur des technologies avec licence. Toujours selon Keller : "PG&E ne veut adopter que des technologies à standards ouverts pour rester flexible et laisser plus de choix à ses clients à l'avenir dans les domaines du "Home Area Networking". Le standard considéré est "OpenADE" qui fait partie de l'initiative "Open Smart Grid" (OpenSG)" [8].
Avec l'arrivée des voitures électriques augmentant la consommation des particuliers, ces derniers devraient toutefois être plus prompts à surveiller leur consommation. PG&E a d'ailleurs mis en place un tarif spécial le "E9" [9], basé sur le "Time of Use", qui devrait devenir obligatoire d'ici la fin de l'année pour les personnes équipées de voitures électriques qui doivent installer un second compteur électrique.
ORIGINE : BE Etats-Unis numéro 212 (18/06/2010) - Ambassade de France aux Etats-Unis / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/63723.htm
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