LE PROBLÈME DE LA TARIFICATION FONDÉE SUR LE COÛT MOYEN

Les principes de Bonbright concernant les tarifs des services publics supposaient des monopoles intégrés verticalement dans le secteur de l’électricité et proposaient que la tarification mette en équilibre les intérêts de l’entreprise de services publics, à savoir d’attirer des capitaux, avec les intérêts des contribuables. L’approche de Bonbright était axée sur la détermination du besoin raisonnable d’une entreprise de services publics en matière de revenus de sorte que celle-ci puisse recouvrer prudemment les coûts engagés et obtenir un rendement équitable, une répartition équitable des coûts entre les catégories de clients et une efficacité optimale de la consommation, le tout à la discrétion de l’organisme de règlementation^[2]. La mise en œuvre de ces principes a pris, et prend encore généralement, la forme d’une tarification fondée sur le coût moyen. L’hypothèse fondamentale est que la fourniture d’électricité est un monopole naturel caractérisé par une diminution progressive du coût moyen à travers la chaîne de production (kWh).

Ces principes ont constitué le fondement du mode de tarification des services publics qui est largement appliqué aujourd’hui. Cependant, les consommateurs se voient de plus en plus offrir des solutions de rechange à l’électricité fournie par le réseau, ce qui a entraîné de nombreux changements dans les aspects monopolistiques des services publics. Cela crée de nouveaux problèmes comme le contournement du tarif, le choc de la facture et peut-être une aggravation de la pauvreté énergétique^[3].

L’arrivée des ressources énergétiques distribuées crée également de nouveaux segments de clientèle, notamment les « prosommateurs » et les « flexomateurs »^[4], comme des détaillants concurrents, qui livrent concurrence à des entreprises de services publics d’électricité à la limite du réseau. Bien que bon nombre de ces nouveaux venus sur le marché continuent de recevoir de l’énergie au besoin, ils font également appel au réseau à des fins autres que la réception passive d’énergie fournie par le réseau. À l’heure actuelle, outre les politiques visant à encourager l’adoption de la production photovoltaïque, notamment les rabais et d’autres incitatifs financiers, la principale raison pour laquelle les consommateurs investissent dans les solutions de production décentralisée et de stockage qui réduisent leur demande d’électricité au réseau est l’incitation qu’offre la tarification fondée sur le coût moyen au sein du marché de détail de l’électricité.

Dans de nombreuses administrations en Amérique du Nord et ailleurs dans le monde, le prix de détail moyen est nettement supérieur au coût marginal annuel moyen de distribution du dernier kWh. Cette distorsion du marché encourage de mauvaises décisions de la part des entreprises de services publics et incite les consommateurs à réduire leurs factures d’électricité en se retirant au moins partiellement du réseau qui leur fournit de l’énergie, ou en l’utilisant de nouvelles façons pour compenser le coût de l’énergie fournie par le réseau^[5]. Si l’on prend la Californie comme exemple, le coût marginal moyen par kWh retiré du réseau par un consommateur résidentiel est inférieur à cinq cents, mais l’entreprise de services publics doit facturer au consommateur un prix moyen de 22 cents pour recouvrer les coûts irrécupérables du réseau de transport et de distribution, ainsi que d’autres coûts souvent dictés par la politique. Dans le cadre de la facturation nette de l’énergie, un système de panneaux solaires installé sur le toit, à un coût estimatif de 3,50 $ par watt, permet au consommateur d’éviter une grande partie du prix moyen de 22 cents/kWh de l’électricité fournie par le réseau^[6]. Bien que cette solution soit économique pour les consommateurs qui investissent dans un système de panneaux solaires installé sur le toit, les coûts du réseau doivent maintenant être recouvrés à partir d’un plus petit nombre de kWh générés par l’entreprise de services publics. À titre d’exemple, plus de 15 % de la consommation résidentielle d’électricité en Californie est alimentée par une solution à panneaux solaires en amont du compteur, ce qui a eu pour effet de refiler le fardeau du recouvrement des coûts aux clients qui ne sont pas équipés de cette technologie^[7]. Par conséquent, le coût total de l’électricité fournie par l’entreprise de services publics augmente pour tous les consommateurs.

Lorsque les coûts irrécupérables sont recouvrés auprès d’une base décroissante de consommateurs d’énergie, ces consommateurs qui dépendent toujours de l’électricité fournie par l’entreprise de services publics pour tous leurs besoins deviennent de plus en plus accablés par le coût du recouvrement d’une part disproportionnée des coûts du réseau de distribution. Et, comme le prix de l’énergie fournie par l’entreprise de services publics augmente en réponse, les consommateurs qui peuvent se prévaloir de solutions de rechange à l’électricité fournie par cette entreprise seront davantage incités à le faire. Ce problème est exacerbé par les clients commerciaux et industriels qui peuvent se lancer dans la génération « derrière le compteur » à mesure que diminue le coût d’un approvisionnement autonome. Par conséquent, la prestation d’un service omniprésent à des tarifs abordables posera des défis aux organismes de règlementation et aux décideurs gouvernementaux.

Le contournement des tarifs des entreprises de services publics pourrait entraîner un choc tarifaire pour la base restante, mais en décroissance, de consommateurs d’énergie. Cela crée un autre problème, celui de la pauvreté énergétique. La pauvreté énergétique est déjà un problème important pour 27 % des ménages américains, en date de 2020, qui renoncent à des dépenses en nourriture et en soins médicaux pour pouvoir payer l’énergie^[8]. Au Canada, deux millions de personnes déclarent vivre la pauvreté énergétique, principalement chez les aînés, les locataires, les nouveaux arrivants et les familles monoparentales^[9].

La sagesse économique conventionnelle préconise une réforme des tarifs et une tarification au coût marginal. Cependant, peu d’entreprises de services publics se sont empressées d’adopter la tarification au coût marginal en raison d’obstacles comme une infrastructure de comptage inadéquate, la résistance de l’organisme de règlementation et l’indifférence de l’entreprise de services publics. À mesure que se multiplient les solutions de rechange au service public, la transition vers une tarification au coût marginal deviendra plus attrayante comme moyen de composer avec la réceptivité des consommateurs à l’escalade des prix et à l’attrition potentielle des bénéfices pour les entreprises de services publics.

Malheureusement, de nombreuses administrations doivent relever un important défi pour ce qui est du recouvrement des coûts irrécupérables, qui est souvent exacerbé par l’imposition de coûts liés à la politique climatique. Compte tenu de la grande quantité de coûts fixes à recouvrer, l’approche conventionnelle de tarification au coût marginal des entreprises de services publics pourrait ne pas être suffisante. Il faudra peut-être adopter une nouvelle approche plus large en matière de tarification de l’utilisation du réseau.

LA MULTIPLICATION DES SOLUTIONS DE RECHANGE AUX SERVICES PUBLICS

La décarbonation de la production d’électricité remplace graduellement l’approvisionnement classique en énergie de base disponible à partir de combustibles fossiles par des sources d’approvisionnement intermittentes en énergie renouvelable. À eux seuls, les États-Unis devraient avoir besoin de 1 200 GW d’énergie renouvelable supplémentaires pour atteindre les objectifs stratégiques de décarbonation fixés pour 2035^[10]. Une grande partie de la capacité d’énergie renouvelable proviendra des capacités solaires et éoliennes à l’échelle des services publics, qui sera renforcée par des ressources distribuées, localisées à plus petite échelle. Une part importante de ces dernières ressources prendra la forme de solutions d’énergie renouvelable à petite échelle indépendantes des services publics. Au Canada, l’adoption des solutions d’énergie renouvelable à petite échelle indépendantes des services publics a été beaucoup plus lente qu’aux États-Unis. Cependant, compte tenu des changements de politique et à mesure que le coût d’installation des petits systèmes de panneaux solaires sur les toits continue de diminuer, le taux d’adoption actuel qui est d’une maison sur deux cents devrait atteindre une sur trois d’ici 2050^[11].

De plus, des initiatives énergétiques communautaires favorisant l’engagement et la durabilité à l’échelle locale se développent au Canada, et l’on observe un intérêt croissant pour les projets d’énergie solaire pour les bâtiments de la collectivité et les coopératives locales d’énergie^[12]. On observe également un intérêt accru pour l’adoption de microréseaux en Amérique du Nord, dans les parcs industriels, sur les campus universitaires et dans les quartiers résidentiels. Par exemple, à Edmonton (Alberta), le partage de l’énergie dans le quartier de Blatchford est une source d’alimentation centralisée servant tous les bâtiments de la collectivité, reliant des sources d’énergie renouvelable comme la géothermie, la récupération de la chaleur des égouts et les panneaux solaires^[13].

Des solutions d’énergie transactive sont également en cours d’élaboration. En 2016, un projet canadien de 16,4 millions de dollars a été mis en œuvre pour relier trois microréseaux largement dispersés, à Toronto, en Nouvelle-Écosse et dans le Nord de l’État du Maine, de manière à former un cadre d’énergie « transactive »^[14]. Des entreprises comme ConsenSys mettent actuellement au point des plateformes de négociation entre pairs, telles que Grid+, qui donnent aux consommateurs un accès direct aux marchés de gros de l’énergie^[15]. Rocky Mountain Institute et Grid Singularity ont uni leurs forces pour lancer l’Energy Web Foundation et créer des applications logicielles libres pour les échanges d’énergie qui permettent [traduction] « à tout actif énergétique détenu par un client de participer à n’importe quel marché de l’énergie »^[16]. Les centrales électriques virtuelles^[17] (CEV) sont également de plus en plus acceptées. En 2022, le marché des CEV était évalué à 1,08 milliard de dollars. Le marché des CEV devrait croître année après année à un taux de croissance annuel composé de 12,75 % jusqu’en 2030^[18].

LA NÉCESSITÉ D’UNE RÉFORME TARIFAIRE

Une réforme tarifaire deviendra de plus en plus urgente à mesure que s’accélère la multiplication des solutions indépendantes des services publics. Une réforme des tarifs de détail devient nécessaire pour s’assurer que les clients qui font des investissements qui réduisent leur consommation d’énergie fournie par le réseau le font non seulement pour réduire leurs propres coûts, mais aussi parce que cet investissement réduit le coût global de la fourniture d’électricité à tous les consommateurs et ne refile pas simplement les coûts irrécupérables aux autres consommateurs.

Dans le contexte des marchés émergents, la prolifération des sources d’approvisionnement intermittentes en énergie renouvelable et la tarification fondée sur le coût moyen entraînent d’importants problèmes, notamment l’équilibre entre l’offre et la demande et l’utilisation efficace du réseau, le contournement des tarifs, ainsi que la menace d’un choc tarifaire et la pauvreté énergétique.

La production intermittente à faible rendement, en particulier au niveau des consommateurs, est distribuée rapidement dans l’ensemble du réseau, particulièrement en Californie et dans d’autres États du sud où il y a beaucoup de soleil. Avec la prolifération des solutions de production intermittente décentralisée indépendantes des services publics, il devient plus difficile pour les exploitants de réseaux d’équilibrer l’offre et la demande en temps réel. La topologie, la composition et la gestion des réseaux électriques devront être adaptées, ce qui augmentera les coûts de gestion du réseau.

Une réforme tarifaire sous forme de tarification variable des services de réseau de distribution en fonction du lieu et de la période peut encourager l’investissement dans des technologies facilitant la souplesse de la charge qui peuvent profiter à tous les clients. La diminution du coût de l’équipement de surveillance et de mesure des réseaux et des technologies d’intervention automatisée peut permettre une utilisation beaucoup plus efficace des réseaux de distribution existants et le développement de nouveaux services. La transition vers une tarification au coût marginal de l’électricité au détail et la réévaluation du prix de l’utilisation du réseau peuvent éviter les problèmes de contournement des tarifs et d’escalade inutile des prix, tout en réduisant la menace de pauvreté énergétique.

Cependant, les organismes de règlementation sont souvent mis au défi d’apporter des changements soit parce qu’ils sont activement bloqués par ceux qui ont intérêt à maintenir le statu quo, soit parce qu’ils sont passivement bloqués par l’inertie règlementaire ou un manque de connaissances. Les organismes de règlementation peuvent présenter un biais en faveur statu quo qui maintient les structures tarifaires traditionnelles en place afin d’éviter des problèmes perçus comme les répercussions sur les factures. En outre, la complexité des tarifs et le risque de prix peuvent présenter des défis pour l’acceptation règlementaire de conceptions tarifaires de rechange. Par ailleurs, des obstacles législatifs et d’autres obstacles juridictionnels empêchent les organismes de règlementation de mettre en œuvre le renouvellement de la règlementation.

Malgré l’adoption croissante de la mesure de la consommation par intervalle et des améliorations de la technologie du réseau et l’infrastructure administrative requise pour rendre les données disponibles afin de faciliter l’adoption de la tarification au coût marginal, l’adoption a été lente. Bien que l’installation de technologies modernes permette de réaliser des économies d’échelle et de gamme, la question de savoir qui devrait assumer le fardeau du recouvrement des coûts supplémentaires à court terme pose un défi aux organismes de règlementation, tout comme le posent les questions d’équité intergénérationnelle, de répartition du risque et de récupération des actifs délaissés, pour ne nommer que celles-ci.

Les organismes de règlementation ont souvent inclus des subventions directes dans les conceptions des tarifs afin d’appuyer l’abordabilité pour certaines catégories de clients ou de promouvoir l’innovation, habituellement en manipulant les rapports recettes-coûts parmi les catégories de clients ou en adoptant des avenants tarifaires. Ces subventions ne seront pas viables, car le contournement érode les revenus de l’entreprise des services publics, soit parce que les tarifs de l’énergie liés au volume recouvrent le manque à gagner au niveau des subventions auprès de certaines catégories de clients, soit parce que les avenants tarifaires qui recouvrent le manque à gagner sont également volumétriques, autant de facteurs qui invitent à l’évitement des tarifs.

De plus, à mesure que les solutions de rechange à l’électricité fournie par les entreprises de services publics prendront de l’expansion, les tarifs qui prévaudraient dans le cadre d’un monopole règlementé deviendront vulnérables aux pratiques d’écrémage^[19] de concurrents entrant sur le marché, en l’absence d’une tarification au coût marginal. Les entreprises de services publics qui sont favorables aux subventions pour réaliser des objectifs politiques comme le maintien de tarifs abordables pour certaines catégories de clients ou la promotion de l’introduction de technologies novatrices sont susceptibles d’être ciblées par les concurrents. Des solutions de rechange concurrentielles seront probablement offertes à un prix inférieur à celui de l’énergie fournie par l’entreprise de services publics et elles orienteront graduellement les prix vers leur propre coût marginal à mesure que les entreprises de services publics se rajustent jusqu’à ce que l’équilibre du marché soit atteint. De façon prévisible, l’écrémage sélectif peut nuire à l’objectif plus large d’abordabilité et poser des difficultés financières pour une entreprise de services publics règlementée qui doit assurer une disponibilité omniprésente sur tout son territoire.

L’abandon de la tarification fondée sur le coût moyen en faveur de la tarification au coût marginal permet à l’entreprise de services publics de ventiler ses tarifs groupés d’électricité fournie en tarifs fondés sur le coût marginal des composantes nécessaires à la prestation du service. Cela permet une nouvelle approche de tarification, semblable aux modèles d’établissement des prix dans les marchés concurrentiels qui tiennent compte du coût de la prestation des services ainsi que de la valeur relative pour les clients, y compris ceux qui utilisent le réseau pour la prestation de services qui font concurrence à l’entreprise de services publics.

Une tarification plus efficace des services fournis sur le réseau de distribution permettra aux clients dont la production et le stockage sont distribués de réaliser des gains économiques sans transférer le fardeau financier des anciens réseaux ou le coût du renforcement du réseau nécessaire à d’autres clients. La transition vers la tarification au coût marginal de l’électricité sur le marché de détail contribuerait à éliminer l’incitation à faire des investissements non rentables, inciterait à effectuer des investissements dans des technologies facilitant la souplesse de la charge qui peuvent profiter à tous les clients et appuierait les politiques visant à encourager une plus grande électrification, en plus d’aider les services de distribution d’électricité à soutenir la concurrence avec les solutions de rechange indépendantes de l’énergie fournie par le réseau. La transition vers une tarification au coût marginal de l’électricité sur le marché de détail appuierait également les politiques visant à encourager une plus grande électrification. Cependant, cette transition portera ses défis.

LE PASSAGE À LA TARIFICATION AU COÛT MARGINAL

Les services publics d’électricité présentent des caractéristiques semblables à celles d’autres industries de service : l’inséparabilité de la production et de la consommation^[20] et la périssabilité^[21]. Par conséquent, la tarification des services publics vise à facturer aux clients non seulement la consommation totale, mais aussi l’utilisation aux heures de pointe lorsque le coût de comptage rend une telle approche rentable.

Le surplus du consommateur désigne le montant que les consommateurs sont prêts à payer pour un bien ou un service par rapport au prix courant. Le surplus du consommateur se présente lorsque le prix que les consommateurs paient est inférieur au prix qu’ils sont prêts à payer. C’est une mesure de l’avantage supplémentaire que les consommateurs reçoivent parce qu’ils paient moins qu’ils ne sont prêts à payer. Autrement dit, on crée un surplus lorsqu’on est prêt à dépenser plus que le prix courant pour un bien ou un service. Le surplus du consommateur est une fonction de l’utilité marginale. Des solutions de rechange concurrentielles à l’énergie fournie par l’entreprise de services publics permettront soit d’offrir des prix plus bas lorsque le prix du service public est supérieur au coût marginal du nouveau venu, soit d’offrir une plus grande utilité aux consommateurs pour les éloigner du service fourni par l’entreprise de services publics, jusqu’à ce que le prix d’équilibre du marché soit établi et élimine tout surplus du consommateur.

La tarification fondée sur le coût moyen traditionnel et la discrimination fondée sur les classes de tarifs ne tiennent pas compte du surplus du consommateur. Elle suppose que, parce que l’électricité est un service essentiel, les consommateurs sont prêts à dépenser au-delà du prix du tarif règlementé pour l’électricité; d’où la nécessité de tarifs règlementés. Le but de la règlementation a été pendant longtemps d’empêcher les monopoles non règlementés de tirer des bénéfices en imposant des rentes de monopole pour exploiter le surplus du consommateur. Cela demeure un objectif important de la règlementation.

Toutefois, dans un marché où les consommateurs peuvent se prévaloir de solutions de rechange à l’électricité fournie par le réseau, l’utilité marginale relative des solutions de rechange pour le consommateur et la volonté des consommateurs de payer pour des services publics plutôt que pour des solutions concurrentielles deviennent des facteurs à considérer dans la conception des tarifs des services publics. La valeur que les consommateurs attribuent à la livraison d’énergie fournie par le réseau par rapport à d’autres solutions de rechange doit maintenant être prise en compte dans la conception des tarifs des services publics. De plus, la valeur que les autres utilisateurs du réseau (p. ex. les prosommateurs et les flexomateurs) attribuent à l’utilité du réseau doit également être prise en compte dans la conception des tarifs des services publics. Le rôle de l’organisme de règlementation s’élargit, par nécessité, pour inclure maintenant la promotion d’une entrée sur le marché efficace pour l’entreprise de services publics et les nouveaux venus.

La discrimination par les prix^[22] dans le secteur de l’électricité a été mise en œuvre en créant des classes de tarifs qui indiquent qui est admissible à un plan tarifaire donné (p. ex. résidentiel, commercial, industriel). Cependant, d’autres conceptions tarifaires sont en cours d’élaboration pour effectuer une discrimination additionnelle à l’intérieur des classes de tarifs en fonction du moment de la journée, du volume et de l’emplacement afin de fournir des signaux de prix qui réduisent au minimum le surplus du consommateur, maximisent le nombre de clients et gèrent l’utilisation de la capacité, tout en réduisant les coûts de production et de livraison dans les classes de tarifs. Ces conceptions tarifaires sont souvent établies au coût marginal, mais il est possible de ventiler la tarification sans adopter une tarification au coût marginal. Par exemple, une conception à tarif fixe ou variable peut intégrer des éléments liés au client, à l’énergie et à la demande aux coûts unitaires intégrés établis dans une étude sur le coût du service. Cependant, la transition vers une tarification au coût marginal de l’électricité sur le marché de détail envoie des signaux de prix auxquels les consommateurs réagiront et qui imiteront les prix dans un marché concurrentiel, ce qui se traduira par des investissements plus efficaces dans la capacité de l’entreprise de services publics et une meilleure réponse aux solutions de rechange concurrentielles à l’énergie fournie par le réseau.

La disponibilité de données suffisamment détaillées sur les coûts marginaux et la capacité de saisir les habitudes d’utilisation des consommateurs à des fins de collecte de données et de facturation déterminent souvent dans quelle mesure une entreprise de services publics peut établir des tarifs fondés sur les coûts marginaux. Les entreprises de services publics adoptent habituellement une approche tarifaire qui s’harmonise avec leur technologie et leurs capacités actuelles, reconnaissant que le coût de mise à niveau des technologies (p. ex. les compteurs intelligents) peut être prohibitif et ne pas être accepté par leur organisme de règlementation.

Le coût marginal de l’électricité fournie par le réseau se compose du coût marginal de l’énergie, du coût marginal d’exploitation du réseau et du coût marginal des contraintes de capacité associées à une augmentation de la charge. La meilleure façon d’atteindre l’efficacité économique est de fonder les tarifs sur des coûts marginaux à court terme, car les conséquences financières d’une décision de consommer ou non un kWh d’électricité supplémentaire sont communiquées au consommateur.

Des frais énergétiques fondés sur le coût marginal comprendraient les éléments suivants :

• Les frais liés au volume ($/MWh) qui reflètent les coûts marginaux à court terme selon le moment et le lieu de l’utilisation, et intègrent les pertes marginales des lignes de transport et de distribution ou d’autres facteurs de coût.
• Les frais d’installation de distribution qui recouvrent les coûts associés aux sous-stations et aux lignes de distribution, en fonction de la demande de pointe;
• Les frais supplémentaires qui permettent de recouvrer les coûts de connexion et tout autre coût lié à un client en particulier.

Malheureusement, les frais énergétiques fondés uniquement sur le coût marginal qui comprennent tous ces éléments peuvent ne pas générer les revenus nécessaires pour s’aligner sur les coûts comptables parce que les frais fixes sont recouvrés au moyen d’un tarif lié au volume. Lorsqu’il y a une capacité inutilisée, les revenus peuvent ne pas recouvrer les coûts. Une récupération du surplus peut également intervenir de façon périodique, mais un tarif conçu pour les échelonner par parts égales réduit l’efficacité la tarification au coût marginal. Lorsque les coûts comptables ne sont pas entièrement récupérables, le tarif énergétique fondé sur le coût marginal doit être augmenté.

Cependant, les coûts non recouvrés sont parfois importants et onéreux. Pour reprendre l’exemple extrême de la Californie, de 66 à 77 % des factures des contribuables sont associées aux coûts fixes d’exploitation^[23]. On peut soutenir que le dilemme des coûts fixes en Californie découle des attentes de l’entreprise de services publics et de l’organisme de règlementation selon lesquelles la demande continuerait d’augmenter, ce qui exigerait des améliorations supplémentaires à la production et au réseau. Au lieu de cela, les charges et la demande de pointe ont stagné alors que les Californiens ont saisi l’occasion d’adopter des options solaires, le stockage et la gestion de la demande pour réduire leur demande d’énergie fournie par le réseau^[24]. Néanmoins, lorsque les investissements dans le service public ont été faits avec prudence sur la base de l’attente défendable qu’ils étaient requis, et que ces investissements ont été approuvés par un organisme de règlementation, l’entreprise de services publics devrait avoir une attente raisonnable de recouvrement. Lorsque ces investissements de bonne foi se traduisent par des actifs délaissés, le défi pour l’organisme de règlementation consiste à déterminer comment recouvrer leurs coûts sous forme de tarifs.

Le problème des coûts comptables non recouvrés peut être réglé de plusieurs façons. Par exemple, dans le cas des grands clients industriels, ils peuvent être recouvrés au moyen de tarifs en parties multiples qui comprennent des frais liés à la demande, la perception desquels est facilitée par un comptage plus sophistiqué lorsque le coût d’un comptage plus coûteux est recouvrable. Pour certaines classes de tarifs, une solution de rechange consiste à modifier les frais d’énergie liés au volume en fonction du moment relatif de l’utilisation, de l’emplacement ou d’autres facteurs de coût afin de générer des revenus supplémentaires. Une autre solution de rechange est la tarification par bloc (à niveaux) où les coûts marginaux sont reflétés dans le dernier bloc. La plupart des entreprises de services publics utilisent une forme de frais liés à la demande ($/kW) associés à des frais d’énergie volumétriques fondés sur le coût marginal pour recouvrer les coûts liés à la capacité, habituellement fonction de la demande de pointe coïncidente du système. Toutefois, l’adoption de frais liés à la demande pour les tarifs des consommateurs résidentiels peut entraîner un choc tarifaire si les coûts fixes non recouvrés sont importants. En Californie, la proposition de frais fixes progressifs liés au revenu (Income Graduated Fixed Charge^[25]), qui vise à atténuer l’effet du recouvrement des coûts fixes élevés pour les consommateurs à faible revenu, a suscité une vive controverse. Il ne semble pas y avoir de réponses faciles.

Si les entreprises de services publics n’ont pas accès à de meilleures options en matière de conception tarifaire, elles pourraient hésiter à faire les investissements requis pour soutenir l’évolution de l’industrie émergente résultant d’un amalgame de politiques de décarbonisation, de l’évolution des attentes des consommateurs et des bouleversements technologiques. L’incertitude quant à la façon dont elles pourront recouvrer ces coûts dans les tarifs actuels à mesure que le marché évoluera, ou à savoir si les investissements dans des actifs en fin de compte délaissés seront récupérables, aura un effet paralysant sur l’investissement dans les services publics.

À mesure que le marché évoluera, il deviendra avantageux de dégrouper la tarification de la production, du transport et de la distribution des tarifs groupés. En présence d’une société indépendante d’exploitation (« SIE »), le coût de l’énergie et du transport en gros est déjà ventilé dans le calcul et la facturation des tarifs de l’entreprise de services publics. En outre, dans les territoires où il y a de la concurrence sur le marché du détail, les frais de distribution sont facturés séparément des frais d’énergie volumétriques, habituellement sous forme de frais distincts établis pour recouvrer les besoins en revenus liés au câblage du distributeur. Mais il faudra faire davantage.

Un dégroupage et une tarification plus poussés des services du réseau au niveau de la distribution constituent la prochaine étape logique dans l’évolution des signaux de prix afin d’encourager une utilisation plus efficace du réseau, de faciliter le recouvrement des coûts et de développer de nouveaux services du réseau. Cela permettra également une répartition plus précise des coûts du réseau à la fois pour les clients qui dépendent de l’énergie fournie par le réseau et pour les clients qui utilisent le réseau à d’autres fins, comme l’auto approvisionnement et l’exportation, les échanges entre pairs, les contrats d’achat d’électricité, l’alimentation de secours, l’interconnexion des microréseaux et d’autres fins. La gestion du transfert d’électrons sur le réseau peut théoriquement être tarifée au coût marginal et attribuée aux utilisateurs du réseau en fonction de l’origine des coûts et de la valeur reçue, ce qui facilite l’entrée efficace sur le marché et évite la défection du consommateur. Étant donné que les prix d’utilisation du réseau sont dégroupés, il faudra adopter de nouvelles approches en matière de tarification. En fin de compte, il faudra peut-être règlementer le réseau lui-même en tant que transporteur public.

LE RÉSEAU DEVRAIT-IL ÊTRE RÈGLEMENTÉ EN TANT QUE TRANSPORTEUR PUBLIC

Un transporteur public est un transporteur qui répond à la demande publique et qui a l’obligation d’assurer le service comme établi à l’origine par les premiers tribunaux anglais. Cela exige des entreprises privées qu’elles fournissent les services publics essentiels à la population, et ce, sans discrimination et à un taux raisonnable. Les premiers transporteurs auxquels ce principe a été appliqué étaient les traversiers. Dans le contexte américain, les ouvrages publics, comme les routes, les ponts et les canaux, étaient considérés comme nécessaires pour la défense de la société et l’administration de la justice, mais surtout pour faciliter le commerce^[26]. Avec le temps, les obligations des transporteurs publics ont été imposées aux chemins de fer d’Amérique du Nord et à d’autres industries à réseaux, dont les compagnies aériennes et les entreprises de télécommunications, pour qui on a supposé un rôle de réponse à l’intérêt public. La règlementation des transporteurs publics a constitué la base de la règlementation des services publics dans les industries à réseaux, y compris la distribution d’électricité, comme on le voit aujourd’hui.

Le réseau de distribution, lorsqu’il est dissocié des autres fonctions d’une entreprise de services publics d’électricité (production, transport, vente au détail d’énergie) et qu’il s’occupe de la gestion efficace du transfert d’énergie entre les points de comptage, a vraisemblablement le souci de « répondre à l’intérêt public ». Il ne devrait pas y avoir beaucoup de débats sur le fait que, dans ce contexte, l’entreprise de distribution assume des obligations assimilables à celles d’un transporteur public lorsque l’énergie n’est pas produite par l’entreprise de distribution elle-même.

Il est vrai que le réseau de distribution fonctionne différemment des autres réseaux qui offrent un acheminement de point à point précis du fret, des passagers et des bits de données. En termes simples, le réseau de distribution gère les flux d’énergie et la congestion, maintient les niveaux de tension et assure l’équilibre entre la charge et la production. Tout cela signifie que le réseau est un monopole naturel et qu’il le demeurera. Cependant, l’utilisation du réseau à différents points, selon le lieu où l’énergie mesurée entre et sort, entraîne des coûts qui varient en fonction de la distance entre la production et la charge, de l’effet des pertes en ligne et des points de congestion sur le réseau. Il est possible de calculer une tarification au coût marginal du réseau de distribution en fonction des points d’entrée et de sortie de l’énergie mesurée, des points de congestion, des coûts liés à la capacité et d’autres facteurs de coût.

Le terme « installations essentielles » provient de la règlementation des télécommunications lorsqu’il désigne une installation de réseau de communications électroniques ou la combinaison d’une installation de réseau de communications électroniques et d’autres installations connexes qui sont mises à disposition exclusivement ou principalement par un seul ou nombre limité d’exploitants et qu’il est impossible (sur les plans économique, environnemental ou technique) de les remplacer ou reproduire pour fournir un service. Une doctrine relative aux installations essentielles précise que le propriétaire d’une installation « essentielle » ou « goulot » doit donner accès à cette installation, à un prix raisonnable^[27]. Le réseau de distribution est une installation essentielle lorsqu’il est utilisé pour le transport d’énergie pour des clients qui utilisent le réseau à des fins autres que la réception passive de l’énergie du réseau fournie par le service de distribution.

Les utilisateurs du réseau à des fins autres que la réception passive de l’énergie du réseau fournie par le service de distribution font appel au réseau pour atteindre leurs propres objectifs commerciaux et devraient bénéficier de ce service monopolistique essentiel, sans discrimination et à un prix raisonnable. La meilleure façon d’y parvenir serait de règlementer le réseau de distribution en tant que transporteur public et de dégrouper les prix de l’accès au réseau et des transferts d’énergie à différentes fins. Une telle approche faciliterait le développement de services propres au réseau et la tarification du réseau de distribution, indépendamment des coûts de l’énergie livrée, mesurée au point de sortie.

Dans les régions qui ont le potentiel d’exploiter des ressources solaires, la tarification de l’utilisation du réseau de distribution en tant que service pourrait, par exemple, créer un tout nouveau paradigme pour la tarification du service public. La tarification dynamique des services de réseaux de distribution peut améliorer considérablement l’efficience des ressources solaires distribuées et le déploiement des installations de stockage. La tarification dynamique fournira également des signaux économiques quant à l’emplacement de ces ressources, à la façon de les exploiter et à quel moment.

Dans le cadre d’un tel régime, l’organisme de règlementation peut exiger un accès obligatoire au réseau en tant qu’installation monopolistique essentielle et établir des tarifs de distribution pour les utilisateurs du réseau. Cela se fait déjà lorsqu’un marché de détail de l’énergie concurrentiel est développé. Les tarifs de distribution sont facturés séparément des coûts de l’énergie, et l’entreprise de services publics recouvre ses coûts de câblage séparément des coûts de l’énergie. Les détaillants concurrents perçoivent habituellement le tarif de distribution et remettent le produit au service de distribution. Une fois que les tarifs pour l’accès aux installations de réseau essentielles ont été établis, l’organisme de règlementation veille à ce que l’entreprise de services publics intègre ces tarifs de gros dans ses propres prix de détail afin d’éviter les allégations de compression de prix^[28].

Une solution possible pour mieux répondre aux besoins des consommateurs, des microréseaux, des exportateurs d’énergie et d’autres utilisateurs émergents du réseau, tout en assurant une meilleure répartition des coûts du réseau parmi tous les utilisateurs pourrait consister à règlementer le réseau en tant que transporteur public et à dégrouper à un niveau plus granulaire la tarification des services de câblage afin d’élaborer des tarifs fondés sur les coûts marginaux pour l’utilisation du réseau de distribution. Une telle solution contribuerait à résoudre les problèmes créés par le contournement et l’effet qui en résulte sur les tarifs des services publics en répartissant de façon plus équitable les coûts fixes et variables du réseau entre tous ses utilisateurs.