L’électrification est une priorité absolue pour pratiquement tous les États et toutes les provinces en Amérique du Nord ainsi que pour de nombreux pays du monde entier. L’urgence vient de la nécessité d’atténuer les changements climatiques^[1].

Le principal obstacle à l’électrification est le coût élevé de l’électricité dans des États^[2] comme la Californie et New York, ainsi que dans ceux de la Nouvelle-Angleterre^[3]. On observe des obstacles similaires dans la province canadienne de l’Alberta.

Bien que les remises offertes par les entreprises de services publics et les crédits d’impôt sur le revenu accordés par les gouvernements constituent des incitatifs financiers substantiels qui réduisent les coûts en capital et d’installation des technologies d’électrification, telles que les thermopompes pour le chauffage, la ventilation et le conditionnement d’air (CVCA)^[4] et le chauffage de l’eau, ainsi que les véhicules électriques (VE), ces incitatifs financiers ne réduisent pas leurs coûts d’exploitation. C’est pourquoi les thermopompes ne sont pas adoptées par les consommateurs aussi rapidement que les décideurs politiques l’avaient espéré^[5].

Les ventes de VE continuent d’augmenter malgré les tarifs d’électricité élevés dans certaines régions, car les prix de l’essence sont tout aussi élevés. Dans mon cas, au cours des 12 derniers mois, j’ai dépensé 1 095 $ US pour charger ma voiture Tesla modèle 3 et économisé 578 $ US en ne conduisant pas une voiture à essence comparable^[6]. Cependant, comme les tarifs de l’électricité continuent de grimper, les avantages en termes de coûts de conduite d’un VE par rapport à un véhicule à combustion interne conventionnel diminueront, ce qui ralentira le taux d’adoption des VE par les consommateurs.

Parallèlement, nous assistons à un déploiement accéléré des tarifs variables dans le temps dans de nombreuses régions d’Amérique du Nord, en partie grâce à l’installation généralisée d’une infrastructure de comptage avancée (ICA) et aux résultats encourageants obtenus par plusieurs projets pilotes de conception tarifaire. Toutefois, les tarifs variables dans le temps ne peuvent à eux seuls abaisser le niveau des tarifs, qui est le principal obstacle à l’électrification.

Il n’y a pas de moyen facile d’abaisser le niveau des tarifs du jour au lendemain, car cela éroderait les revenus des entreprises de services publics et créerait des turbulences financières. Nous avons besoin d’un nouveau paradigme de conception tarifaire qui réponde à trois conditions, soit qui :

1. Permet de rendre l’électrification abordable.
2. Permet de recouvrer les revenus nécessaires de l’entreprise de services publics.
3. Permet d’éviter un tollé

L’économie des services publics a pour principe immuable de fixer le prix des services énergétiques en fonction des coûts marginaux^[7]. En théorie, il est possible d’encourager l’électrification en fixant la redevance énergétique à un niveau égal au coût marginal de l’énergie dans les cas où celui-ci est inférieur au coût moyen. Toutefois, cela entraînerait un manque à gagner important pour les entreprises de services publics. C’est pourquoi certains ont suggéré de récupérer le manque de revenus au moyen d’une redevance fixe. Cependant, dans les États et les provinces où les tarifs de l’électricité sont élevés, cela donnera des valeurs de redevance fixe très élevées lorsque celle-ci est ramenée au coût marginal de l’énergie, qui sera alors beaucoup plus bas que le coût moyen.

Pour remédier à cet effet négatif, certains ont proposé que la redevance fixe varie en fonction des revenus, en étant moins élevée pour les clients à faibles revenus et plus élevée pour tous les autres clients. Telle a été la genèse des redevances fixes modulées en fonction du revenu (RFMFR) en Californie. Dans le document initial, rédigé par trois universitaires de l’Université de Californie à Berkeley, les prix de l’énergie devaient être égaux aux coûts marginaux. Le manque à gagner de quelque quatre milliards de dollars serait récupéré au moyen d’une redevance fixe^[8]. Dans le cas de la Pacific Gas & Electric Company (PG&E), la redevance fixe s’élèverait à 74,02 $ US, soit beaucoup plus que partout ailleurs dans le pays et infiniment plus que la redevance fixe actuelle de 0 $ US.

On propose donc dans ce document de diviser les clients en cinq niveaux de revenus et de moduler la redevance fixe en fonction des niveaux de revenu, les clients du niveau le plus bas payant la redevance fixe la plus basse et les clients du niveau le plus élevé la redevance fixe la plus élevée. Pour les clients du niveau de revenu le plus élevé, la redevance fixe s’élèverait à 186 $ US.

Même PG&E s’est rendu compte qu’une redevance fixe aussi élevée ne serait pas approuvée par la California Public Utilities Commission (CPUC). Elle a donc proposé quatre niveaux de revenus, les clients du niveau de revenu le plus élevé payant 92 $ US par mois. La redevance fixe moyenne serait de 53 $ US.

Même cette proposition a suscité un tollé. Elle a été critiquée par plusieurs législateurs de cet État et membres de la délégation californienne au Congrès, ainsi que par plusieurs grands journaux, non seulement au sein de cet État, mais aussi à l’échelle nationale. Elle a également fait l’objet de vives critiques de la part du public sur les réseaux sociaux.

Lorsque la CPUC s’est finalement prononcée sur la question, le nombre de niveaux de revenus a été ramené à trois, les personnes dont les revenus sont les plus élevés payant 24,15 $ US par mois. Les prix de l’énergie ne baisseront que de 5 à 7 cents/kWh pour les trois entreprises d’électricité appartenant à des investisseurs^[9].

Cependant, même la conception tarifaire approuvée par la CPUC au sujet des RFMFR souffre de plusieurs limitations^[10] :

• Elle augmentera les factures des consommateurs d’énergie qui sont économes, efficaces ou verts, sans que ce soit de leur faute. Plusieurs d’entre eux ont dépensé des milliers de dollars pour réduire leur facture d’électricité. Leurs investissements seront réduits à néant.
• Elle fera baisser la facture des consommateurs qui utilisent de grandes quantités d’électricité, qu’ils aient ou non électrifié leur maison et leur véhicule. Nombre d’entre eux vivent dans de grandes maisons qui consomment beaucoup d’électricité.
• Il n’existe aucune preuve empirique qu’elle encouragera l’électrification, car tout ce que les clients économiseront sur leurs frais d’énergie, ils le perdront en raison de leur redevance fixe. Tout ce que cette conception tarifaire fera, c’est créer des gagnants et des perdants parmi les clients et susciter la colère dans l’opinion publique.
• Elle pourrait même être contestée devant les tribunaux au motif qu’il s’agit d’un impôt sur le revenu déguisé.

Il est clair que les RFMFR ne correspondent pas à une conception tarifaire optimale au sens de Pareto. Il s’agit simplement d’un programme de redistribution des revenus en dehors du code fiscal.

UN NOUVEAU PARADIGME POUR LA CONCEPTION TARIFAIRE

Selon le paradigme actuel, la conception tarifaire ne devrait pas être établie en fonction de la technologie utilisée. Cependant, les nouvelles circonstances exigent que nous changions ce paradigme, puisque l’atténuation des changements climatiques par l’électrification fait partie de la nouvelle réalité.

Dans le cadre du nouveau paradigme proposé dans ce document, la tarification au coût marginal ne serait appliquée qu’à la marge pour la consommation supplémentaire associée à l’installation de thermopompes pour le CVCA et le chauffage de l’eau, de chargeurs de VE et d’autres technologies d’électrification telles que les cuisinières à induction.

Cette approche n’est pas sans précédent dans le monde de la tarification. Aujourd’hui, quelques entreprises de services publics permettent aux clients possédant un VE de se voir appliquer un tarif propre à ce type de véhicule s’ils installent un compteur distinct, mais cela peut s’avérer coûteux. D’autres entreprises de services publics étudient la possibilité d’utiliser la télématique pour facturer aux clients possédant des VE la recharge de leur véhicule à domicile, ce qui éliminerait la nécessité d’installer des compteurs distincts.

Pour ce qui est des thermopompes de CVCA, dans le cadre du paradigme traditionnel de comptage et de tarification, il aurait fallu installer un compteur pour l’utilisateur final, ce qui peut s’avérer très coûteux. Ce n’est plus nécessaire : l’intelligence artificielle (IA) peut constituer une alternative tout à fait acceptable^[11]. L’IA peut déduire la charge supplémentaire associée à l’électrification à laquelle la tarification au coût marginal serait appliquée.

Si l’on hésite à utiliser l’IA, une autre solution consisterait à appliquer initialement la tarification au coût marginal à toutes les modifications progressives de la forme de la charge. L’idée d’appliquer la tarification au coût marginal pour les formes de charge supplémentaires n’est pas aussi radicale qu’elle en a l’air, et elle n’est pas sans précédent.

Georgia Power applique la tarification au coût marginal de cette manière depuis les années 1990 pour ses clients commerciaux et industriels. Le modèle qu’elle propose est la tarification en temps réel (TTR). Les versions une journée à l’avance et une heure à l’avance sont fournies, en fonction de la taille de la charge^[12]. La logique qui sous-tend ce tarif est exposée dans un article de Michael T. O’Sheasy, publié en 1998 dans The Electricity Journal.

M. O’Sheasy conclut l’article en ces termes :

[e]n résumé, la TTR en deux parties offre au client le luxe d’acheter au-dessus de la CBC [charge de base du client] lorsque le prix est bas et de revendre en dessous de celle-ci lorsque le prix est élevé. Les clients de TTR ont fait preuve d’une étonnante capacité à agir de la sorte, ce qui s’est traduit par des réductions remarquables de leurs cents/kWh [tarif moyen effectif ]. Étant donné que ces changements sont effectués à un prix reflétant le coût marginal du service public, ce dernier en bénéficie également. Imaginez une situation gagnant-gagnant classique dans laquelle le vendeur et l’acheteur sont en parfait accord pour acheter à bas prix et vendre à prix élevé [traduction]^[13].

Le présent document applique cette idée aux clients résidentiels, avec une modification. Il propose que la tarification au coût marginal ne soit appliquée qu’aux charges supplémentaires, comme dans le cas de Georgia Power, mais limite la nouvelle conception tarifaire aux ménages qui ont déjà électrifié leur maison ou leur voiture ou qui envisagent de le faire. Les ménages devront fournir la preuve qu’ils ont acquis soit des thermopompes, soit des VE, soit les deux. Pour ce faire, ils pourraient fournir une copie de leur demande de tarifs de services publics ou de leur demande de crédit d’impôt sur le revenu. Bien entendu, le ménage devra disposer d’un compteur intelligent pour que cela fonctionne, mais 80 % des ménages américains disposent aujourd’hui de cette capacité aux États-Unis.

La tarification au coût marginal ne doit pas nécessairement être une tarification horaire à part entière. Cette idée devra attendre que les progrès technologiques permettent d’envoyer les prix directement aux appareils avec le consentement et la connaissance préalable du client^[14]. La tarification au coût marginal peut prendre la forme de n’importe quel tarif variable dans le temps, y compris les tarifs fixés selon l’heure d’utilisation, ceux fixés selon les heures d’affluence, les rabais pour les heures d’affluence ou la tarification en temps réel.

La tarification au coût marginal pourrait également inclure un élément de coût de capacité si l’électrification dans certaines zones se heurte à des contraintes de capacité de distribution.

UNE ÉTUDE DE CAS

Prenons le cas de PG&E, qui dessert plus de cinq millions de clients dans le Nord de la Californie. Le tarif résidentiel moyen est actuellement de 42 cents/kWh^[15]. Si l’on prend le tarif du niveau E-1 comme point de référence, le prix de l’électricité a doublé au cours des sept dernières années, dépassant de loin le taux d’inflation. Au cours des sept années précédant 2017, il n’avait augmenté que de 23 %. À titre de référence, en 2008, le tarif s’élevait à 16,4 cents/kWh^[16]. D’autres augmentations sont attendues à la fin de l’année, et le tarif moyen pourrait atteindre 50 cents/kWh.

Historique du tarif résidentiel moyen (cents/kWh)^[17]

Plans tarifaires pour les véhicules électriques (VE)^[18]

 L’un des tarifs les plus populaires utilisés par ses clients avec un VE est le tarif EV2-A^[19]. Le tarif comprend trois périodes de prix. En été, le tarif « heures creuses » est de 31 cents/kWh^[20]. Si la charge des VE est tarifée au coût marginal de l’électricité, le prix peut descendre à 10 cents/kWh.

Un ménage type dont la charge de VE est de 3 000 kWh par an verrait ses coûts annuels de conduite de VE diminuer considérablement, passant de 930 $ US à 300 $ US. Cela augmenterait considérablement l’attrait des VE pour les conducteurs qui sont à la recherche d’une nouvelle voiture, et accélérerait probablement le taux d’adoption de ce type de véhicule.

Dans les régions situées à l’est ou au sud de San Francisco, ou dans Central Valley, les étés sont chauds et les hivers froids. Une thermopompe pour le CVCA peut consommer jusqu’à 3 500 kWh par an. En été, une thermopompe en mode refroidissement et ventilation est susceptible de fonctionner plusieurs heures par jour, couvrant les heures creuses, les heures médianes et les heures de pointe. C’est en fin d’après-midi et en début de soirée qu’elle fonctionnera le plus intensément. En hiver, en mode chauffage et ventilation, il est probable qu’elle fonctionne principalement pendant les heures médianes et les heures creuses.

Si le prix moyen de la période de pointe tout au long de l’année est de 55 cents/kWh, celui de la période médiane de 49 cents/kWh et celui de la période creuse de 31 cents/kWh, alors un prix moyen pondéré de 45 cents/kWh peut être utilisé pour obtenir une estimation approximative du coût d’exploitation annuel d’une thermopompe.

Avec le tarif actuel, ce coût s’élèverait à environ 1 575 $ US. Si l’on utilise un prix marginal de 15 cents/kWh, le coût tombe à 525 $ US, ce qui rend l’investissement beaucoup plus intéressant pour les clients et accélère probablement le taux d’adoption. Dans les deux cas, les coûts d’exploitation diminuent de deux tiers, comme l’illustre la figure ci-dessous.

Réduction des coûts de fonctionnement de l’électrification: Tarifs selon l’heure de consommation pour maison complète par rapport à utilisation finale^[21]

Il convient de noter que les coûts d’exploitation avec une tarification selon l’heure de consommation pour l’ensemble de la maison sont probablement déjà inférieurs de 5 à 10 % à ceux d’une tarification forfaitaire. Ces économies sont bien moindres que celles indiquées ci-dessus. Une récente étude de l’Energy Systems Integration Group (ESIG) portait sur les réductions de coûts d’exploitation de thermopompes associées à trois types de tarifs différents pour l’ensemble de la maison : selon l’heure de consommation, redevances fixes plus élevées et redevances liées à la demande. Dans les trois cas, la réduction des coûts d’exploitation était inférieure à 20 %^[22].

Des calculs similaires peuvent être effectués pour d’autres technologies d’électrification, telles que les chauffe-eau à thermopompe et les cuisinières à induction.

Dans certaines régions, l’électrification pourrait se heurter à des contraintes de capacité de distribution, ce qui nécessiterait un accroissement de la capacité. Dans ce cas, les estimations des coûts marginaux de capacité seraient ajoutées aux coûts marginaux de l’énergie. De plus, la tarification au coût marginal axée sur l’électrification devrait prévoir une variation des tarifs de l’énergie selon le temps afin d’éviter de créer de nouveaux pics et de faciliter la souplesse de la charge.

ESSAI PILOTE DE LA NOUVELLE CONCEPTION TARIFAIRE

Comme pour toute nouvelle conception tarifaire, il serait bon de tester l’efficacité empirique de la tarification au coût marginal propre à l’électrification dans le cadre d’essais pilotes soigneusement conçus avant de procéder à une mise en œuvre à grande échelle.

Les leçons tirées de la conception et de l’évaluation d’essais pilotes avec des tarifs variables dans le temps pourraient être exploitées pour aider à la conception d’autres essais pilotes^[23]. À un niveau élevé, les essais pilotes devraient chercher à imiter les meilleures caractéristiques des essais cliniques médicaux permettant de tester l’efficacité de nouveaux médicaments. Ces essais cliniques se caractérisent par la sélection aléatoire de groupes de traitement et de groupes de contrôle, le traitement faisant référence au nouveau paradigme de conception tarifaire. Ces modèles sont appelés essais de contrôle randomisés (ECR). Un bon exemple est l’essai pilote de conception tarifaire mené par le Sacramento Municipal Utility District (SMUD), le service public municipal qui dessert un demi-million de clients dans la région de Sacramento^[24].

Si, pour des raisons budgétaires ou éthiques, il n’est pas possible de réaliser un ECR, les essais pilotes doivent chercher à s’en rapprocher le plus possible. Les exemples comprennent la méthode d’encouragement aléatoire et l’échantillonnage aléatoire avec contrôles d’appariement.

Dans tous les cas, un nombre suffisant de participants doit être sélectionné pour que le test statistique des différences ait une importance suffisante^[25].

Les projets pilotes devraient être conçus pour mesurer l’impact du nouveau tarif sur trois variables : les taux d’adoption des technologies d’électrification par les clients, les changements dans les formes de charge des clients et les changements dans les factures des clients.

Pour avoir une idée précise de l’efficacité de la nouvelle conception tarifaire, les trois variables doivent être mesurées avant et après les traitements proposés. En fin de compte, l’impact du traitement sera mesuré comme une « différence au sein des différences ». En d’autres termes, toute différence préexistante entre le groupe de traitement et le groupe de contrôle sera déduite de la différence mesurée entre les deux groupes après l’offre du traitement. Les projets pilotes devraient durer plus d’un an.

CONCLUSION

Les tarifs élevés de l’électricité dans de nombreuses régions d’Amérique du Nord constituent un obstacle majeur à l’électrification, qui est considérée par de nombreux décideurs politiques comme un moyen important d’atteindre les objectifs d’atténuation du changement climatique. Bien que la tarification au coût marginal au niveau de l’ensemble de la maison puisse réduire les coûts d’exploitation de l’équation d’électrification dans une certaine mesure, la réduction n’est pas suffisante pour accélérer l’adoption de ces technologies par les clients.

Il est impératif de changer le paradigme de conception tarifaire existant, qui soutient que les tarifs ne devraient être appliqués qu’au niveau de l’ensemble de la maison, et d’étendre le paradigme de conception tarifaire pour permettre l’application de la tarification au coût marginal selon la technologie utilisée.

La tarification au coût marginal selon la technologie utilisée peut réduire le coût d’exploitation de l’électrification sans déclencher une redistribution des richesses entre les clients, ce qui provoquerait une réaction négative de la part du public. Les tarifs pour les formes de charge existantes resteraient inchangés. Les entreprises de services publics récupéreront ainsi toujours leurs revenus.

La société dans son ensemble bénéficiera de la réduction des émissions de carbone qui accompagnera l’électrification. Les changements climatiques seraient atténués. Les clients qui s’électrifient verront leurs factures baisser par rapport à ce qu’ils paieraient avec des fournaises au gaz et des véhicules à moteur à combustion interne. Il n’y aura pas de perdants. Personne ne verra ses factures augmenter, contrairement à ce qui s’est passé en Californie avec les RFMFR.

En d’autres termes, une telle conception de taux donnera un résultat optimal de Pareto.

* L’auteur est un économiste au sens large qui a pris sa retraite du Brattle Group en décembre 2021. Il travaille sur les questions de conception des tarifs depuis 1979, année où il a pris part à l’étude sur la conception des tarifs des services publics d’électricité de l’Electric Power Research Institute (EPRI). Il a contribué à la conception et à la mise à l’essai de diverses formes de tarifs variables dans le temps et a témoigné devant plusieurs administrations publiques en Amérique du Nord sur la modernisation de la conception des tarifs. Il a offert ses services d’expert-conseil à divers clients et a pris la parole à des conférences sur six continents, en plus de publier de nombreux articles dans diverses revues spécialisées et universitaires. Il est titulaire d’un doctorat en économie de l’Université de Californie à Davis.

1. Masahiro Sugiyama, « Climate change mitigation and electrification », (2012) 44 Energy Pol’y 464, en ligne : <www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S030142151200033X>.
2. U.S. Energy Information Administration, « Rankings: Average Retail Price of Electricity to Residential Sector, July 2024 (cents/kWh) », en ligne (pdf) : <www.eia.gov/state/rankings/?sid=US#/series/31>.
3. Hawaii a les tarifs d’électricité les plus élevés en Amérique du Nord, puisque le gaz naturel n’y est pas répandu.
4. Voir par exemple : Consolidated Edison Company of New York, « Get Thousands Off an Air-Source Heat Pump », en ligne (pdf) : <www.coned.com/en/save-money/rebates-incentives-tax-credits/rebates-incentives-tax-credits-for-residential-customers/electric-heating-and-cooling-technology-for-renters-homeowners/save-on-a-central-air-source-heat-pump>. Des incitatifs financiers de l’ordre de 10 000 $ sont offerts à New York, mais le coût total de l’installation d’un système de chauffage, de ventilation et de climatisation par thermopompe dans des États comme la Californie peut, malgré tout, excéder les 25 000 $.
5. Une autre option envisagée par les responsables des politiques dans quelques États consiste à interdire le gaz naturel dans les nouveaux bâtiments ou à imposer une taxe sur la consommation de gaz naturel. Le blog suivant porte sur l’analyse du professeur Severin Borenstein au sujet de l’expérience vécue à Berkeley (Californie). Voir : Sanem Sergici et al, « Heat Pump–Friendly Cost-Based Rate Designs », ESIG (janvier 2023), en ligne (pdf) : <www.esig.energy/wp-content/uploads/2023/10/Heat-Pump–Friendly-Cost-Based-Rate-Designs.pdf>.
6. Ces chiffres sont fondés sur les renseignements tirés de l’application Tesla au sujet des statistiques sur les recharges. On suppose qu’un véhicule à essence équivalent aurait une consommation de 30 miles au gallon et que le prix de l’essence serait légèrement supérieur à 5 $ le gallon.
7. Paul L. Joskow, « Contributions to the Theory of Marginal Cost Pricing », The Bell J of Econs 7:1 (1976) 197, en ligne (pdf) : <www.jstor.org/stable/3003196>.
8. Leo Borenstein, Severin, Meredith Fowlie et James Sallee, Designing Electricity Rates for An Equitable Energy Transition, Next 10 (2021), en ligne (pdf) : <www.next10.org/publications/electricity-rates>.
9. Stephanie Wang, « California approves restructure to income-based electric bills, cut to residential electricity prices » (22 mai 2024), en ligne : <www.dailycal.org/news/state/california-approves-restructure-to-income-based-electric-bills-cut-to-residential-electricity-prices/article_664622d2-181e-11ef-ba29-4fb356af5997.html>.
10. Ahmad Faruqui, Jim Lazar et Richard McCann, « Nouvelle réforme des tarifs de l’électricité : une réponse à Meredith Fowlie » 11:4 (2023), Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie, en ligne : <energyregulationquarterly.ca/fr/articles/new-electricity-rate-reform-in-california-a-rejoinder-to-meredith-fowlie>.
11. Pour les véhicules électriques, il existe une autre possibilité, qui consiste à utiliser la télématique dans la voiture pour mesurer son utilisation.
12. Voir : Georgia Power, Electric Service Tariff: Real Time Pricing – Day Ahead, en ligne (pdf) : <www.georgiapower.com/content/dam/georgia-power/pdfs/business-pdfs/rates-schedules/RTP-DA-5.pdf>. Voir aussi : Georgia Power, Electric Service Tariff: Real Time Pricing – Day Ahead, en ligne (pdf) : <www.georgiapower.com/content/dam/georgia-power/pdfs/electric-service-tariff-pdfs/RTP-HA-6.pdf>.
13. Michael O’Sheasy, «How to buy low and sell high» (1998) 11:1 The Electricity J, en ligne : <www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1040619098800201>.
14. OG&E en Oklahoma le fait depuis près d’une décennie en envoyant directement des tarifs de pointe critiques à quatre niveaux aux thermostats intelligents d’environ dix pour cent de ses clients qui se sont inscrits à de tels tarifs. Les tarifs de pointe critiques comportent quatre niveaux, selon la disponibilité de l’alimentation en électricité. OGE ne contrôle pas les thermostats, mais envoie simplement le signal. Il appartient au client de programmer ses thermostats pour répondre au signal de prix. Des idées similaires ont été proposées pour charger les VE. La clé consiste à obtenir l’assentiment du conducteur et à bien communiquer avec le chargeur du VE. Les conducteurs doivent, bien sûr, garder leur VE branché pour que la « gestion de la recharge » fonctionne.
15. Le tarif a été temporairement réduit pendant les mois d’été. Auparavant, il avait atteint 46 cents/kWh.
16. Voir : Pacific Gas and Electric Company, « Electric rates: Current historic electric rates » (dernière consultation le 23 octobre 2024), en ligne : <www.pge.com/tariffs/en/rate-information/electric-rates.html>.
17. Sur la base des données annuelles pour le tarif E-1 fournies par PG&E. Pacific Gas and Electric Compagny, « Electric rates: Current and historic electric rates » (dernière consultation le 29 octobre 2024), en ligne : <www.pge.com/tariffs/en/rate-information/electric-rates.html>.
18. Pacific Gas and Electric Compagny, « Electric rates: Current and historic electric rates » (dernière consultation le 29 octobre 2024), en ligne : <www.pge.com/tariffs/en/rate-information/electric-rates.html>.
19. Allen Meredith, Electric Schedule EV2: Residential Time-of-use: Service for Plug-in Electric Vehicle Customers, Pacific Gas and Electric Company (2023), en ligne (pdf) : <www.pge.com/tariffs/assets/pdf/tariffbook/ELEC_SCHEDS_ EV2%20(Sch).pdf>.
20. C’était 17 cents/kWh en 2019, soit il y a à peine cinq ans.
21. Calculs de l’auteur.
22. Supra note 6.
23. Voir Ahmad Faruqui et Sanem Sergici, « Household response to dynamic pricing of electricity–a survey of 15 experiments » J of Regulatory Econs no 193 (2010) 38. Voir aussi : Sanem Sergici, Ahmad Faruqui et Sylvia Tang, « Do Customers Respond to Time-varying Rates: A Preview of Arcturus 3.0 », Brattle (2023), document de travail, en ligne (pdf) : <www.brattle.com/wp-content/uploads/2023/02/Do-Customers-Respond-to-Time-Varying-Rates-A-Preview-of-Arcturus-3.0.pdf>.
24. Meredith Fowlie et al, « Default Effects and Follow-On Behavior: Evidence From An Electricity Pricing Program », Energy Inst At HAAS (2020), en ligne (pdf) : <haas.berkeley.edu/wp-content/uploads/WP280.pdf>.
25. Eduardo Hariton et Joseph J Locascio, « Randomised controlled trials — the gold standard for effectiveness research », Intl J of Obstetrics & Gynaecology 125:13 (2018) 1716.