Les tarifs établis en fonction de l’heure de la consommation (THC), aussi appelés tarifs variables en fonction du temps (TVT), comprennent les tarifs simplement établis en fonction de l’heure de la consommation, les rabais établis en fonction des heures de pointe (RHP), les rabais aux heures de faible consommation, les tarifs aux heures de pointe variables (THPV) et les tarifs en temps réel (TTR). Ces différentes façons de faire se retrouvent aujourd’hui dans de nombreuses régions du globe.

La Figure 1 ci-dessous donne un aperçu :

Figure 1 : Tarifs en fonction du temps

	Type de tarif	Applicabilité	Clients participants**
Canada (Ontario)	H. de la consommation (THC)	Par défaut	90 % (3,6 millions)
France	H. de la consommation (THC)	Optionnel	50 %
Grande Bretagne	H. de la consommation (THC)	Optionnel	13 % (3,5 millions)
Hong Kong (CLP Power Limited)	Rabais h. de pointe (RHP)	Optionnel	27 000
Italie	H. de la consommation (THC)	Par défaut	75-90 %**
Espagne	Tarifs temps réel (TTR)	Par défaut	40 %
Arizona (APS, SRP)	H. de la consommation (THC)	Optionnel	APS : 57 %, SRP : 36 %
Californie (PG&E, SCE, SDG&E)	H. de la consommation (THC)	Par défaut	À déterminer – 75-90%**
Californie (SMUD)	H. de la consommation (THC)	Par défaut	75-90 %**
Colorado (Fort Collins)	H. de la consommation (THC)	Obligatoire	100 %
Illinois (ComEd, Ameren IL)	Real-Time Pricing (RTP)	Optionnel	50 000
Maryland (BGE, Pepco, Delmarva)	Rabais h. de pointe (RHP)	Par défaut	80 %
Michigan (Consumers Energy)	H. de la consommation (THC)	Par défaut (2020)	À déterminer – 75-90 %**
Oklahoma (OG&E)	H. de pointe variables (THPV)	Optionnel	20% (130,000)

 

Malgré ce large déploiement, le potentiel de croissance est énorme. L’installation de l’infrastructure de mesure avancée (IMA) offre la possibilité de renforcer l’engagement des clients en déployant des tarifs variables en fonction du temps et d’exploiter les avantages découlant de la marge de manœuvre offerte par cette façon de faire^[1]. D’ici la fin de 2020, près de 100 millions de compteurs intelligents devraient être installés aux États-Unis, ce qui représente près de 85 % des ménages^[2]. Au cours de cette période, le recours aux tarifs en fonction de l’heure de consommation (THC) se limitait à 4 % de la clientèle.

À titre comparatif, en Ontario, au Canada, on a recours au TVT (trois périodes selon un THC) comme méthode par défaut pour tous les clients résidentiels et les petits clients commerciaux et industriels, une option de tarif réglementé, et 90 % d’entre eux sont soumis à un TVT.

Figure 2 : Réactivité aux prix avec et sans technologie de pointe^[3]

Comme le montre la Figure 2, l’ampleur de la réponse à la demande varie en fonction du rapport entre les tarifs aux heures de pointe et aux heures creuses. Sur la base d’une analyse de régression de plus de 60 projets pilotes ayant recours au TVT et de 370 modalités tarifaires, on peut constater que les clients résidentiels réduisent leur utilisation aux heures de pointe de 6,5 % pour chaque augmentation de 10 % du rapport entre les tarifs aux heures de pointe et aux heures creuses. En présence de technologies de pointe telles que les thermostats intelligents, l’effet est plus marqué. En moyenne, les clients inscrits sur des TVT qui offrent des technologies de pointe réduisent leur utilisation en heures de pointe de 11 % pour chaque augmentation de 10 % de l’augmentation du rapport entre ces tarifs.

I. APERÇU DE LA SCÈNE MONDIALE

Comme le montre la figure 1, les services publics du monde entier expérimentent plusieurs options de tarification.

Par exemple, depuis 2014, l’Espagne propose la tarification en temps réel comme tarif par défaut réglementé pour les clients résidentiels, avec environ 40 % des clients actuellement inscrits^[4].

En Italie, les THC sont obligatoires depuis 2010 pour tous les clients résidentiels à basse tension^[5]. Une phase de transition d’un an et demi a permis de limiter la variation entre les prix aux heures de pointe et aux heures creuses, avant de passer à une différence de prix plus importante lors de l’application du tarif final.

Au Royaume-Uni, Green Energy UK propose un tarif variable suivant l’heure de consommation (THC), tandis qu’en 2018, Octopus Energy a testé le premier THC à la demi-heure et a constaté que grâce à cette tarification, 28 % des clients décalaient leur consommation en dehors des heures de pointe^[6].

Les sections suivantes présentent des études de cas d’autres utilisations du THC.

A) AUSTRALIE

SA Power Networks (SAPN), qui dessert environ 1,7 million de clients du sud de l’Australie, a récemment proposé d’offrir des THC par défaut pour les clients résidentiels avec des compteurs à intervalles à partir de juillet 2020^[7]. Environ 20 % des clients résidentiels et des petites entreprises disposent actuellement de compteurs à intervalles, et ce chiffre devrait passer à 50 % d’ici 2025.

Les tarifs proposés comprendront une composante « éponge solaire » avec une période super creuse de 10 h à 15 h lorsque les exportations solaires sont élevées, une période creuse de 1 h à 6 h et une période de pointe comprenant toutes les autres heures. Pendant la période super creuse de 10 h à 15 h, le tarif « éponge solaire » est fixé à 25 % du tarif standard offert aux clients sans compteur à intervalles, alors que les tarifs sont fixés à 50 % du tarif standard pendant la période creuse et à 125 % pendant toutes les autres heures. Cette mesure est conçue pour répondre à un changement du profil quotidien des résidences provoqué par une augmentation de l’adoption de l’énergie solaire photovoltaïque, qui a entraîné un schéma de pointes et de creux en termes de charge et un déplacement de la demande de pointe, puisque plus de 30 % des clients ont maintenant une installation à l’énergie solaire sur leur toit.

L’Australian Energy Regulatory a approuvé ces propositions de structures tarifaires dans un projet de décision qui devrait entrer en vigueur en juillet 2020, mais la décision finale était attendue en avril 2020.

Par ailleurs, la SAPN propose également d’offrir un tarif « Prosumer » optionnel en trois parties pour les clients équipés de compteurs à intervalles^[8]. La demande de charge mensuelle est estimée sur la base de la demande moyenne sur une période de quatre heures, de 17 à 21 heures, pour les mois de novembre à mars, tandis que les taux d’utilisation des THC dans le cadre du tarif Prosumer seront réduits de moitié par rapport à ceux du TVT par défaut. Cette structure tarifaire répond aux besoins des clients qui souhaitent décharger les systèmes de stockage d’énergie pendant les périodes de pointe. L’analyse de la SAPN révèle que l’écart type des résultats pour les clients (c’est-à-dire l’impact sur la facture) est nettement plus important dans le cadre du tarif Prosumer que dans celui des THC.

C) CANADA

1. Colombie-Britannique

BC Hydro, qui dessert environ 95 % des 4,63 millions d’habitants de la Colombie-Britannique, a mené un projet pilote de 2006 à 2008 pour tester les THC et d’autres types de tarifs (CPP) auprès d’environ 2 000 clients ayant choisi de participer^[9]. Actuellement, la charge énergétique résidentielle de BC Hydro comprend une « inclining block structure », mais à l’époque, il s’agissait simplement d’un tarif forfaitaire.

Pour obtenir des résultats non biaisés, BC Hydro a réparti au hasard les participants soit dans un groupe de contrôle, soit dans un groupe soumis à cinq types de THC différents. Le groupe de contrôle a été facturé au tarif résidentiel normal, tout comme l’autre groupe pendant les mois d’été. En hiver, les THC présentaient un rapport entre les prix d’heure de pointe et les prix d’heure creuse de 3 à 6, tandis que les CPP et les THC montraient un ratio de 7,9 pour les CPP et de 3 pour les THC. À l’époque, le personnel de BC Hydro a constaté qu’au cours du premier hiver du projet pilote, les tarifs de pointe du groupe soumis à différents tarifs étaient inférieurs de 9,6 % aux tarifs de pointe du groupe de contrôle, et que la disponibilité d’un écran d’affichage à domicile n’avait pas d’effet perceptible.

Cependant, une analyse de régression plus récente basée sur le deuxième hiver de fonctionnement du projet pilote a montré que l’écran d’affichage double les réductions de la consommation d’énergie, les faisant passer de 2,2 % à 4,4 % par rapport aux foyers sans écran, et les réductions des pointes critiques de 4,8 % à 5,3 %.

2. Ontario

La Commission de l’énergie de l’Ontario a rendu obligatoire l’installation de compteurs intelligents pour tous les clients afin de promouvoir une culture d’économie d’énergie. L’installation de 4,7 millions de compteurs intelligents, d’une valeur de 2 milliards de dollars canadiens, a été achevée en 2014^[10].

En plus des compteurs intelligents, l’Ontario a introduit en 2011-2012 des THC par défaut pour les clients résidentiels et les petites entreprises. Environ 90 % des 4 millions de clients résidentiels de l’Ontario ont acheté leur énergie par le biais d’une option d’approvisionnement réglementée, qui comporte un THC de trois périodes. Les THC ne s’appliquent qu’à la partie énergie de la facture du client, et les prix en heures creuses, intermédiaires et de pointe sont fixés par saison.

Un petit nombre de clients ne disposant pas de compteurs intelligents sont soumis à des tarifs échelonnés avec des niveaux et des prix qui varient selon les saisons, tandis que les grands clients commerciaux et industriels paient des prix de gros.

Une analyse de Brattle sur les THC depuis leur création en 2009 jusqu’en 2014 a révélé que pour l’ensemble de la province, le recours au THC a permis de réduire la consommation pendant la pointe estivale de 3,3 % avant 2012, de 2,3 % en 2012, de 2,0 % en 2013 et de 1,2 % en 2014^[11]. Les impacts du déplacement de charge étaient plus faibles en hiver, ce qui, comme pour l’été, a diminué au cours des années successives de l’étude. Aucun signe d’économie d’électricité n’a été observé.

Avec l’arrivée de la pandémie, le premier ministre a décidé de suspendre le plan de tarification des THC pendant 45 jours. Cette mesure a été prise pour alléger le fardeau des clients qui étaient confrontés à des difficultés sans précédent.

La pandémie a forcé les gens à rester chez eux, créant des difficultés économiques pour de nombreuses familles. De nombreux salariés ont perdu leur emploi ou craignent encore de le perdre.

Le premier ministre a émis un décret d’urgence en vertu duquel les clients résidentiels et les petites entreprises qui appliquent la tarification en fonction de l’heure de consommation (THC) paieront 10,1 ¢/kWh, quelle que soit l’heure de la journée où l’électricité est consommée. Cela signifie que les clients paieront en heure de pointe le même tarif qu’en heures creuses, qui vont de 19 heures à 7 heures du matin, tant que l’ordonnance d’urgence reste en vigueur.

Bien que leur intention soit admirable, la suspension du THC constitue un énorme pas en arrière et, à long terme, elle ne servira qu’à augmenter la facture des clients. Il existe de meilleures options pour aider les clients confrontés à des difficultés économiques. Les rabais aideront les clients à payer les services d’électricité essentiels tout en les incitant à reporter leur consommation d’électricité pendant les heures creuses, qui leur coûtent moins cher. En outre, les rabais peuvent potentiellement cibler les clients qui en ont le plus besoin, alors que la modification du taux des THC profite de manière disproportionnée aux gros consommateurs d’énergie, quels que soient leurs revenus ou leurs besoins.

Le gouvernement peut rappeler aux clients qui estiment que les THC constituent une contrainte indésirable que cette forme de tarification n’est pas obligatoire. Ils peuvent y renoncer et choisir un autre régime.

Il est utile de rappeler que la tarification THC a été déployée en Ontario en 2009 pour réduire les factures d’électricité des clients en les encourageant à réduire leur consommation d’électricité pendant les heures de pointe où il est plus coûteux de produire l’électricité. Certains clients de l’Ontario n’ont pas pu bénéficier du THC. Cette tarification n’était pas obligatoire, car les clients avaient la possibilité de se retirer et de choisir un tarif fixe proposé par un fournisseur concurrent.

En Ontario, quelque 90 % des clients résidentiels et des petites entreprises continuent de bénéficier du plan de THC pour leur électricité. Une équipe de consultants de The Brattle Group a analysé les données de trois années d’un échantillon représentatif de clients en Ontario pour l’Office de l’électricité de l’Ontario (qui fait maintenant partie de la SIERE). Notre analyse a montré de manière concluante que le plan tarifaire des THC réduit la consommation aux heures de pointe et la déplace vers les heures creuses. Ce faisant, il réduit le coût de l’électricité pour tous les Ontariens et minimise également les subventions involontaires entre les clients. Ceux qui consomment plus d’électricité alors qu’il est plus coûteux de la produire paient leur juste part des coûts de l’électricité. Ils ne sont pas subventionnés par ceux qui consomment moins d’électricité pendant les heures de pointe.

Le premier ministre Ford souhaite s’attaquer aux difficultés économiques des Ontariens, la modification du prix de l’électricité n’est certes pas la meilleure façon de le faire. Le plan de THC de l’Ontario a été admiré dans le monde entier. Il a fait de l’Ontario un leader dans la tarification de l’électricité. Aux États-Unis, la Californie, le Colorado, le Michigan et le Missouri envisagent sérieusement d’offrir une tarification THC comme option par défaut pour gérer les coûts énergétiques et ouvrir la voie à un avenir énergétique propre. Il est probable que d’autres États suivront cet exemple.

L’abandon du plan de tarification des THC signifie l’annulation de la transmission de signaux de prix de l’électricité efficaces et équitables. Cela constituerait un énorme retour en arrière et, en fin de compte, cela nuirait aux consommateurs en faisant grimper leurs factures d’électricité. Pour résoudre le problème de l’accessibilité financière pendant la pandémie, le gouvernement de l’Ontario devrait plutôt offrir des subventions directes à ceux qui peinent le plus à payer leurs factures d’électricité. Pour ce faire, il pourrait leur accorder un rabais sur leurs factures mensuelles et laisser le plan tarifaire intact.

3. Québec

De décembre 2008 à mars 2010, Hydro-Québec (HQ) a mené son « Projet tarifaire à heure juste » auprès de 2 200 ménages dans quatre villes^[12]. Environ 88 % des participants ont conservé les taux expérimentaux jusqu’à la fin du projet pilote, qui a testé deux modèles de taux, Réso (THC) et Réso+ (THC/CPP), résumés ci-dessous.

Figure 3 : Tarifs expérimentaux Hydro-Québec « Heure juste »^[13]

	Réso				Réso+
	Hiver		Été		Hiver		Été
(Cents par kWh)	Pointe	Creux	Pointe	Creux	Pointe	Creux	Pointe	Creux
Premier 15 kWh par jour	6,57	4,34	6,15	4,65	6,15	3,60	6,15	4,65
kWh additionnel	8,63	6,40	8,19	6,69	8,19	5,63	8,19	6,69
Usage durant la période de pointe critique	–	–	–	–	18,19	–	–	–

 

Dans le cadre de Réso, les réductions de consommation aux heures de pointe n’étaient pas statistiquement significatives. Dans le cadre de Réso+, 28 jours critiques ont été analysés, avec une réduction moyenne statistiquement significative d’environ 6 % (0,27 kW) aux heures de pointe critiques au cours des deux hivers.

En avril 2019, Hydro-Québec a commencé à offrir progressivement des tarifs résidentiels RHP et CPP de manière optionnelle à un nombre limité de clients^[14]. Des clients sélectionnés au hasard ont été invités à s’inscrire à l’un des deux tarifs dynamiques, les inscriptions atteignant la limite maximale pour l’hiver 2019–2020.

Le premier tarif, l’option de crédit hivernal, offre un crédit de 50 cents pour chaque kWh non consommé lors des événements de pointe par rapport à la consommation habituelle. La redevance fixe et la redevance variable à deux niveaux pour toutes les autres heures sont les mêmes que celles du tarif résidentiel par défaut, qui est de 4,28 cents/kWh pour l’énergie consommée jusqu’à 40 kWh par jour, et de 7,36 cents/kWh pour toute consommation excédentaire^[15].

La deuxième option, le tarif Flex D, prévoit un tarif plus élevé de 50 cents/kWh pour l’énergie consommée pendant les événements de pointe en hiver. En été, le prix de l’électricité est moins élevé que celui du tarif de base. D’intéressantes économies peuvent être réalisées. En hiver, la tarification dynamique comprend des économies de 22 à 30 % selon le cas. Il peut y avoir au plus 25 à 33 événements par hiver, pour un maximum de 100 heures au total.

C) NOUVELLE-ZÉLANDE

1. Vector Limited

Vector Limited, la société de distribution qui dessert Auckland, la ville la plus peuplée de Nouvelle-Zélande, a mené un programme pilote de RHP conjointement avec un détaillant, Mercury, de juin à août 2019 auprès de 630 clients.

À l’époque, Vector desservait la plupart des clients résidentiels avec un tarif en deux parties et un tarif fixe par volume. Le rabais aux heures de pointe était appliqué uniquement au tarif de distribution, avec un rapport entre les heures de pointe et les heures creuses de 5,4:1. Il y a eu 7 jours d’événement avec une période de pointe le matin (7 h à 11 h) et une période de pointe le soir (17 h à 21 h). Les journées d’événement ont été décidées par le personnel de Vector lorsque la température de pointe minimale se situait en dessous de 9 degrés.

En avril 2020, Vector prévoit de restructurer sa tarification forfaitaire de distribution sous forme de THC pour les clients résidentiels et le grand public^[16]. Les THC ont une période de pointe de 7 h à 11 h et de 17 h à 21 h en semaine, et un rapport heures de pointe/heures creuses d’environ 2,5:1 pour les clients à faible consommation et 5:1 pour les clients standard^[17]. Il appartiendra aux détaillants de décider s’il refilent ces THC directement aux clients ou s’ils choisissent un autre mode de tarification.

D) COMPARAISON AVEC LES ÉTATS-UNIS

Selon les données de 2018, 322 services publics américains offrent au moins une forme de tarif variable dans le temps (TVT) aux clients résidentiels^[18]. Au total, 5,5 millions de clients (soit 4 % de tous les clients résidentiels) sont inscrits à l’un de ces TVT. Les 15 services publics suivants représentent 86 % de tous les clients inscrits à un TVT.

Figure 4 : Les plus grands déploiements américains de TVT

Voici les points saillants de plusieurs des principaux services publics.

1. Arizona

Le service public de l’Arizona (APS) est en tête de tous les services publics américains avec le plus grand nombre de clients inscrits à un THC optionnel — soit plus de 600 000 clients, ou environ 56 % de ses 1,1 million de clients résidentiels. L’APS propose cinq barèmes de tarifs résidentiels, dont trois sont des THC et deux des tarifs non fixés en fonction de l’heure de consommation. Ces derniers tarifs sont réservés aux clients ayant une consommation moyenne inférieure à 1 000 kWh^[19].

Parmi les THC, Saver Choice (« R-THC-E ») comprend les frais d’énergie saisonniers en heures de pointe et en heures creuses, avec un rapport légèrement supérieur à 2:1 et une période de pointe de 15 h à 20 h du lundi au vendredi. Il existe également un super tarif d’énergie hors pointe uniquement en hiver. Les deux autres tarifs, Saver Choice Plus (« R-2 ») et Saver Choice Max (« R-3 »), ont un rapport heures de pointe/heures creuses plus faible et ne comportent pas de super tarif pour les heures creuses, mais ils comprennent une tarification suivant la demande.

Salt River Project, la deuxième plus grande société de services publics de l’Arizona, propose également trois options de THC, avec la participation d’environ 315 000 clients, soit 33 % de sa clientèle résidentielle, qui avoisine un million de foyers^[20].

Une option, le plan tarifaire horaire SRP (« E-26 »), définit les heures de pointe des jours de semaine comme étant de 14 h à 20 h en été et de 5 h à 9 h ainsi que de 17 h à 21 h en hiver, avec un rapport heures de pointe/heures creuses de 1,4:1 en hiver et de 2,9:1 en été. Le plan tarifaire de SRP pour le service résidentiel en heures de pointe offre deux autres options, E-21 et E-22, qui facturent toutes deux des coûts plus élevés sur une période de trois heures de pointe en semaine. Le plan E-21 définit une période de pointe de 15 h à 18 h en semaine, tandis que la période de pointe du plan E-22 couvre les jours de semaine, de 16 h à 18 h. Les deux options ont un rapport heures de pointe/heures creuses de 3,5:1 en été, 4:1 en période de pointe estivale et 1,4:1 en hiver. Dans le cadre du plan tarifaire EZ-3, les clients bénéficient d’une protection de leur facture pendant 90 jours. Si leurs trois premières factures sont plus élevées qu’elles ne l’auraient été dans le cadre du tarif de base par défaut, la différence leur est créditée et ils repassent au tarif de base.

2. Californie

Pacific Gas & Electric (PG&E) comptent actuellement environ 400 000 clients à un tarif variable en fonction de l’heure de consommation (THC)^[21]. Actuellement, les clients résidentiels peuvent opter pour une option E-THC-B avec des heures de pointe allant de 16 h à 21 h en semaine, plafonnées à 225 000 clients, tandis que les propriétaires de véhicules électriques peuvent s’inscrire à la grille tarifaire EV-B, un service d’heure d’utilisation résidentielle qui nécessite l’installation d’un compteur séparé. L’EV-B facture les coûts les plus bas en période hors pointe (23 h à 7 h) et les plus élevés en période de pointe (14 h à 21 h) et en période de pointe partielle (7 h à14 h et 21 h à 23 h)^[22].

Les deux autres sociétés de services publics de Californie détenues par des investisseurs, Southern California Edison (SCE) et San Diego Gas & Electric (SDG&E), comptent respectivement environ 370 000 et 155 000 clients sur des THC optionnels. Près de 99 % des clients qui ont participé aux projets pilotes de SCE ou de SDG&E ont choisi de continuer avec le régime de THC.

Les trois compagnies californiennes de services publics appartenant à des investisseurs prévoient de mettre en place des tarifs par défaut THC. SDG&E commencera son déploiement en mars 2020, en proposant deux plans de THC avec une période de pointe de 16 h à 21 h et un ratio tarifaire période de pointe/hors pointe de 2,1:1, ainsi qu’une période hors pointe supplémentaire de 12 h à 6 h du matin. La PG&E et la SCE commenceront la transition des clients en octobre 2020.

La California Public Utilities Commission a exigé deux garanties pour les clients dans le cadre de ce déploiement. Les clients recevront une estimation de la comparaison entre leur facture au THC et ce qu’aurait été leur facture à leur ancien tarif, afin qu’ils puissent voir s’ils ont économisé de l’argent. Une garantie sur le montant de la facture de 12 mois est aussi exigée, de sorte que les clients dont la facture de la première année au nouveau THC est plus élevée qu’elle ne l’aurait été à leur ancien tarif verront leur compte crédité de la différence^[23].

Le Sacramento Municipal Utility District (SMUD), l’une des plus grandes municipalités américaines, a déjà fait passer ses 600 000 clients aux THC par défaut. Le THC est soumis à une période de pointe de 17 h à 20 h tout au long de l’année^[24]. Les taux sont à leur plus haut niveau pendant les mois d’été. Ils se composent d’un tarif de pointe de 0,294 1 $/kWh, d’un tarif hors pointe de 0,120 9 $ et d’un tarif supplémentaire de pointe (de midi à 17 h et de 20 h à minuit) de 0,167 1 $/kWh. Les clients qui ne disposent pas d’une installation solaire sur leur toit peuvent choisir de ne pas participer et d’opter pour le tarif fixe, qui applique trois tarifs volumétriques forfaitaires différents en fonction de trois périodes de l’année. La SMUD estime que le taux fixe est environ 4 % plus élevé que le THC.

Avant de déposer sa demande de THC, la SMUD a mené avec succès un programme pilote en 2012 et 2013 pour tester les THC, les CPP et une combinaison THC-CPP. Le projet pilote a permis de constater un important transfert de charge, une préférence des clients pour le THC par rapport au CPP, et des réductions moyennes d’environ 50 % plus élevées avec l’option de participation qu’avec l’option de non-participation (qui avait un taux de rétention de 90 %)^[25].

3. Michigan

Au cours de l’été 2019, Consumers Energy a mis en place un THC « tarif de pointe estivale » pour environ 3 % de ses 1,6 million de clients, en sélectionnant des communautés représentatives de son territoire de service. Pendant les mois de juin à septembre, le tarif de pointe estival applique un tarif pour les heures de pointe en semaine pendant la fenêtre de 14 h à 19 h, un tarif qui est environ 1,5 fois plus élevé que le tarif pour les heures creuses. Le tarif hors pointe est le tarif normal d’octobre à mai. Le 1er juin 2020, tous les clients résidentiels seront inscrits par défaut au plan de THC.

Ce déploiement s’inscrit dans le cadre du « Plan pour l’énergie propre », qui s’engage à produire 90 % d’énergie propre d’ici 2040. Dans le cadre de la mise en place par défaut des THC, Consumers Energy déploiera en mars 2020 un outil d’analyse de l’impact sur la facture, afin que les clients puissent voir la différence découlant du nouveau mode tarifaire^[26].

4. Maryland

Baltimore Gas & Electric (BGE), Potomac Electric Power Co (Pepco) et Delmarva Power proposent des programmes de rabais sur l’énergie sauvée pendant les heures de pointe avec option de refus qui récompensent les clients par des crédits de 1,25 $/kWh sur leur facture pour avoir réduit leur consommation d’énergie pendant quelques périodes de pointe en été^[27].

Les clients reçoivent une alerte, généralement la veille de l’événement de pointe visé par la réduction, et peuvent choisir de participer ou non à un événement particulier en réduisant leur consommation. L’énergie et les réductions de la demande de pointe sont directement proposées sur le marché de gros PJM.

Les trois compagnies d’électricité proposent le programme avec option de refus, ce qui a permis d’inscrire presque tous les clients équipés de compteurs intelligents.

Selon le formulaire 861 de l’EIA, 1,1 million (96 %) de clients de BGE, 516 000 (98 %) de clients de Pepco et 175 000 (98 %) de clients de Delmarva sont inscrits. En 2018, la BGE a fait état d’un taux de participation de 76 % parmi ses 1,1 million de clients admissibles, avec un crédit de facture moyen de 6,30 $. Le programme Energy Savings Days de la BGE est actuellement le plus grand déploiement de la tarification dynamique par un service public américain.

5. Illinois

Commonwealth Edison (ComEd) a installé des compteurs intelligents chez ses 4 millions de clients entre 2013 et 2019. Tous les clients équipés de compteurs intelligents sont admissibles au programme d’économies d’heures de pointe, qui est offert de manière optionnelle^[28]. Au cours de l’été 2018, environ 275 000 clients étaient inscrits, soit un peu moins de 7 % de la clientèle. Les clients gagnent un crédit de 1 $ pour chaque kWh économisé par rapport à leur consommation prévue. Cette consommation est calculée en fonction de l’historique d’utilisation et est normalisée en fonction des conditions météorologiques. ComEd estime que la plupart des clients recevront un crédit de 1 à 12 dollars pour chaque événement de pointe. Les clients sont avertis le jour de l’événement, dès 9 h et jusqu’à 30 minutes avant l’événement. Historiquement, ComEd a annoncé entre 3 et 5 événements de pointe chaque été, chacun des événements ayant une durée de quelques heures entre 11 h et 19 h. Les clients ne peuvent pas participer simultanément au programme Central AC Cycling de ComEd^[29].

ComEd propose également à ses clients résidentiels un programme de tarification selon l’heure. Dans le cadre de ce programme, les prix varient toutes les heures en fonction des prix de gros. Les clients peuvent accéder à des outils de gestion de l’énergie en ligne et consulter leur consommation horaire de la veille. En 2018, les 30 251 participants au programme de tarification selon l’heure ont réalisé une économie moyenne de 10 % (environ 75 $) par rapport au tarif de base standard de ComEd^[30]. Une analyse réalisée par le Citizens Utility Board et EDF a révélé que 97 % des clients de ComEd ont vu leurs factures diminuer grâce à la nouvelle tarification sans changer leurs comportements. Le client moyen a économisé 86,63 $ (13,2 %) par année^[31].

Ameren Illinois, qui dessert la partie sud de l’État, propose un programme de tarification Power Smart. En 2018, 79 % des 13 339 participants au programme Power Smart ont réalisé des économies par rapport à ce qu’ils auraient payé avec le tarif de base standard d’Ameren Illinois. Les clients ont économisé en moyenne 8 % (58 $). Les deux programmes sont régis par la Public Utilities Act de l’Illinois et supervisés par l’Illinois Commerce Commission^[32].

6. Oklahoma

Il y a quelques années, Oklahoma Gas & Electric (OG&E) a mis en place un tarif dynamique couplé à un thermostat intelligent pour ses clients résidentiels. Le programme, appelé « Smart Hours », prévoit une tarification variable en période de pointe, ou quatre niveaux de tarification en période de pointe selon le type de demande de la journée (faible, standard, élevée, critique). Il existe des heures de pointe fixes en été et en hiver^[33]. Les prix pendant les heures de pointe varient en fonction des conditions du système et sont communiqués au client avant 17 h la veille. Les périodes critiques peuvent être communiquées avec un préavis de deux heures seulement. Une année type compte 10 jours de prix bas, 30 jours de prix normaux, 36 jours de prix élevés et 10 jours de prix critiques.

Le programme est également proposé aux petits clients dont la demande annuelle est inférieure à 10 kW ou inférieure à 400 kW avec un facteur de charge inférieur à 25 %. Quelque 130 000 clients sur 650 000 (20 %) sont aujourd’hui dans ce groupe; ils contrôlent le réglage de leur thermostat, et non celui de leur consommation d’énergie. Les évaluations d’impact réalisées par OG&E montrent que les clients qui participent au programme « Smart Hours » réduisent leur charge de pointe moyenne d’environ 40 %. Les économies réalisées sur la facture moyenne s’élèvent à environ 20 % de la facture du client.

7. New York

Consolidated Edison (Con Edison), qui dessert 3,4 millions de clients dans les cinq arrondissements de la ville de New York et dans le comté de Westchester, applique un tarif résidentiel standard composé d’un tarif fixe et d’un tarif variable. Pour les mois de juin à septembre, le tarif variable est un tarif à deux niveaux, tandis que pour tous les autres mois, il s’agit d’un tarif volumétrique fixe^[34].

Con Edison propose également un THC optionnel avec une période de pointe de 8 h à minuit. Le THC reflète un ratio heure de pointe/heure creuse de 14,2:1 de juin à septembre et un ratio de 5,2:1 tous les autres mois^[35]. Le tarif est également assorti de frais mensuels de 20,46 $ pour toute l’année. Le tarif des heures de pointe estivales est en vigueur de 14 h à 18 h en semaine, mais ne s’applique pas aux clients qui achètent leur électricité auprès d’entreprises de services énergétiques.

Con Edison mène également un programme pilote de trois ans, le Smart Energy Plan, qui prévoit des tarifs variables selon le temps. Pendant la période de pointe (de midi à 20 h en semaine), le tarif est de 19,66 $/kW en été et de 15,13 $/kW en hiver, contre 7,64 $/kW pendant la période creuse de l’année^[36]. Environ 15 000 clients ont été recrutés au début du programme, en utilisant à la fois l’inscription, mais aussi une option permettant de se retirer du programme à tout moment.

Le déploiement du projet pilote est en cours et devrait être achevé d’ici la fin de 2022. Les participants au projet pilote ont été sélectionnés dans les régions où le taux de pénétration de la technologie est élevé. Les clients qui disposent de compteurs intelligents, mais qui n’ont pas été recrutés pour le projet pilote peuvent toujours s’inscrire de leur propre chef. Con Edison teste également un autre tarif pour la période de pointe de 14 h à 22 h en semaine, avec une légère différence de prix^[37].

II. ENSEIGNEMENTS TIRÉS DES DÉPLOIEMENTS DES TVT

Les services publics ont longtemps déployé des tarifs TVT, certains avec plus de succès que d’autres. Voici les principaux enseignements tirés des deux dernières décennies de ce déploiement.

A) DÉTERMINER LES TARIFS

Les tarifs doivent refléter les coûts afin de promouvoir l’efficacité et l’équité économiques. Toutefois, ils doivent également être à l’avantage du client. À moins que les nouveaux tarifs n’offrent des possibilités d’économies, les clients ne s’inscriront pas ou ne modifieront pas leurs habitudes de consommation. On peut maximiser les possibilités d’économies en réduisant considérablement les tarifs en dehors des heures de pointe par rapport aux tarifs existants.

B) FAIRE CONNAÎTRE LES TARIFS

La plupart des services publics proposent des tarifs variables dans le temps, mais seule une poignée de clients en bénéficient. Souvent, les clients ne savent même pas que ces tarifs existent en raison de la rareté des contacts avec la clientèle et du manque de publicité sur les médias traditionnels et sociaux. Les clients qui savent que les tarifs existent ont des questions, mais le personnel du service à la clientèle n’est pas formé pour y répondre, tandis que les informations sur les sites web sont mal présentées et formulées dans un langage de service public qui échappe aux clients. Il est possible de remédier à cette situation en étudiant les pratiques de service à la clientèle de services publics comme APS et OG&E, qui comptent un grand nombre de clients à des tarifs variables en fonction du temps.

Les services publics peuvent également organiser des groupes de discussion avec les clients afin d’obtenir des informations sur ce qui leur plaît et ce qui les démotive. Pour obtenir des informations complémentaires, une analyse peut être réalisée à partir de données recueillies au moyen d’enquêtes en ligne auprès des clients.

C) INTÉGRER LES TECHNOLOGIES DE POINTE

On peut favoriser une réaction positive des clients aux variations de tarifs dans le temps en intégrant de nouveaux thermostats numériques et en les installant rapidement chez les clients. Par exemple, OG&E a utilisé avec succès des thermostats intelligents pour stimuler la réponse et faciliter la gestion de la demande. Parmi les autres technologies intégrées, on peut citer les appareils numériques et les systèmes de contrôle de la consommation d’énergie au foyer.

D) MISER SUR DES MESSAGES AXÉS SUR LE COMPORTEMENT

Des recherches ont montré que les messages axés sur le comportement ou les normes sociales peuvent susciter une réaction plus vive. Cela peut se faire au moyen de courriers électroniques et de messages texte, qui informent les clients sur l’impact positif des changements que les autres clients ont apportés à leurs habitudes de consommation en adhérant à la nouvelle tarification.

E) PASSER AUX NOUVEAUX TARIFS

De nombreux déploiements sont effectués de manière abrupte, de sorte que les clients ne sont pas préparés à l’arrivée des nouveaux tarifs et que le personnel du service à la clientèle n’est pas formé pour répondre aux questions des clients. Cela peut être évité grâce à une planification adéquate^[38].

* Ahmad Faruqui est associé principal avec The  Brattle Group à San Francisco.

Cecile Bourbonnais est analyste principale de recherche avec The  Brattle Group à San Francisco.

** Les taux de participation sont fondés sur les statistiques des années passées.

1. Les 370 utilisations de la méthode de TVT de par le monde ont démontré de manière convaincante que les clients réagissent aux tarifs en réduisant leur consommation et en déplaçant une partie ou la totalité de leur consommation des heures de pointe vers les heures moyennes ou creuses. Voir la figure 1.
2. Adam Cooper et Mike Shuster, « Electric Company Smart Meter Deployments: Foundation for a Smart Grid (2019 Update) » (décembre 2019), en ligne (pdf) : The Edison Foundation Institute for Electrical Innovation <www.edisonfoundation.net/iei/publications/Documents/IEI_Smart%20Meter%20Report_2019_FINAL.pdf>.
3. Voir Ahmad Faruqui, Sanem Sergici et Cody Warner, « Arcturus 2.0 : A meta-analysis of time-varying rates for electricity » (2017) 30:10 The Electricity J 64.
4. « Voluntary price for the smaller consumer (PVPC) » (2014), en ligne : RED Eléctrica De España : <www.ree.es/en/activities/operation-of-the-electricity-systemvoluntary-price-small-consumer-pvpc>.
5. Maggiore et al, « Evaluation of the effects of a tariff change on the Italian residential customers subject to a mandatory time-of-use tariff » (2013), en ligne (pdf) : European council for an energy efficient economy<www.eceee.org/library/conference_proceedings/eceee_Summer_Studies/2013/7-monitoring-and-evaluation/evaluation-of-the-effects-of-a-tariff-change-on-the-italian-residential-customers-subject-to-a-mandatory-time-of-use-tariff/2013/7-014-13_Maggiore.pdf>.
6. « Agile Octopus A consumer-led shift to a law carbon future » (2018), en ligne (pdf) : Octopus Energy <octopus.energy/static/consumer/documents/agile-report.pdf>; Green Energy UK, communiqué de presse, « A new and better way to control home energy bills » (5 janvier 2017), en ligne : <www.greenenergyuk.com/PressRelease.aspx?PRESS_RELEASE_ID=76>.
7. SAPN, « Attachment 17 Tariff Structure Statement Part B – Explanatory Statement » (10 décembre 2019) en ligne (pdf ) : Australia Energy Regulator <www.aer.gov.au/system/files/SAPN%20-%20Revised%20Proposal%20-%20Attachment%2017%20-%20Tariff%20Structure%20Statement%20Part%20B%20-%20Explanatory%20Statement%20-%20December%202019_0.pdf>.
8. Ibid; Veuillez noter que l’Australian Energy Regulatory a approuvé ces propositions de structures tarifaires dans un projet de décision devant entrer en vigueur en juillet 2020, mais la décision finale n’a pas encore été prise.
9. Chi-Keung Woo et al, « Winter Residential Optional Dynamic Pricing : British Columbia, Canada » (2017) 38:5 The Energy J 115.
10. « Electricity Rates », en ligne : OEB <www.oeb.ca/rates-and-your-bill/electricity-rates>.
11. Neil Lessem et al, « The Impact of Time-of-Use Rates in Ontario » Public Utilities Fortnightly (février 2017), en ligne : <www.fortnightly.com/fortnightly/2017/02/impact-time-use-rates-ontario> (Les sociétés locales de distribution (SLD) ont progressivement adopté les THC à partir de 2009, et optaient toutes pour les THC en 2017. Le rapport entre les tarifs aux heures de pointe et aux heures creuses pour l’ensemble des SLD tout au long de la période analysée était d’environ 1,5).
12. Hydro-Québec, « Rapport final du Project Tarifaire Heure Juste » (2 septembre 2010), en ligne (pdf) : Régie de l’énergie Québec <www.regie-energie.qc.ca/audiences/3740-10/Demande3740-10/B-1_HQD-12Doc6_3740_02aout10.pdf>.
13. Notez que l’hiver s’étend de décembre à mars, et l’été d’avril à novembre. Les heures de pointe sont de 6 h à 22 h sous Réso, et de 7 h à 11 h et de 17 h à 21 h sous Réso+. Le forfait par défaut de 40,46 cents/jour a été appliqué dans le cadre des deux tarifs expérimentaux.
14. « Tarification dynamique », en ligne : Hydro Québec <www.hydroquebec.com/residentiel/espace-clients/tarifs/tarification-dynamique.html>.
15. « Electricity Rates effective April 1, 2019 » (2019), en ligne (pdf) : Hydro Québec <www.hydroquebec.com/data/documents-donnees/pdf/electricity-rates.pdf>.
16. « Electricity prices effective from 1 April 2020 », en ligne : Vector <www.vector.co.nz/personal/electricity/pricing/electricity-prices-2020>.
17. Le tarif pour « petits consommateurs » représente une option de frais fixes peu élevés pour aider les clients à faible consommation.
18. Parmi ceux-ci, 303 proposent une tarification en fonction de l’heure de consommation (THC), 29 proposent une tarification en période de pointe critique (TPC), 14 proposent un rabais en période de pointe (RHP), 9 proposent une tarification variable en période de pointe (TVT) et 6 proposent une tarification en temps réel (TTR).
19. « Rates, Schedules and Adjustors », en ligne : aps <www.aps.com/en/Utility/Regulatory-and-Legal/Rates-Schedules-and-Adjustors>.
20. « SRP Time-of-Use Price Plan », en ligne : SRP <www.srpnet.com/prices/home/tou.aspx>; « SRP EZ-3 Price Plan », en ligne : SRP <www.srpnet.com/prices/home/ez3.aspx>.
21. « Tariffs », en ligne : PG&E <www.pge.com/tariffs/index.page>.
22. Certains clients bénéficient d’une option EV-A qui combine les coûts d’électricité du véhicule et ceux de la résidence du client, mais ce tarif est désormais fermé aux nouvelles inscriptions.
23. Herman K Trabish, « California utilities prep nation’s biggest time-of-use rate rollout », Utility Dive (6 décembre 2018), en ligne : <www.utilitydive.com/news/california-utilities-prep-nations-biggest-time-of-use-rate-roll-out/543402>.
24. « Time-of-Day (5–8 pm) Rate », en ligne : SMUD <www.smud.org/en/Rate-Information/Time-of-Day-rates/Time-of-Day-5-8pm-Rate>.
25. Jennifer M. Potter, Stephen S. George et Lupe R. Jimenez, « Smart Pricing Options Final Evaluation » (5 septembre 2014), en ligne (pdf) : SMUD <www.smud.org/-/media/Documents/Corporate/About-Us/Energy-Research-and-Development/research-SmartPricing-options-final-evaluation.ashx>.
26. « Summer Peak Rate », en ligne : Consumers Energy <www.consumersenergy.com/residential/rates/electric-rates-and-programs/summer-time-of-use-rate>.
27. « Energy Savings Days », en ligne : BGE <www.bge.com/WaysToSave/ForYourHome/Pages/EnergySavingsDays.aspx>; « Peak Energy Savings Credit », en ligne : Delmarva <www.delmarva.com/WaysToSave/ForYourHome/Pages/DE/PeakEnergySavingsCredit.aspx>; « Peak Energy Savings Credit », en ligne : pepco <www.pepco.com/WaysToSave/ForYourHome/Pages/MD/AboutPeakEnergySavingsCredit.aspx>.
28. « Peak Time Savings », en ligne : ComEd <www.comed.com/WaysToSave/ForYourHome/Pages/PeakTimeSavings.aspx>.
29. Eric Bell, Shannon Hees et Chris Ramee, « Commonwealth Edison Company’s Peak Savings Program Annual Report » (août 2019), en ligne (pdf ) : ICC <www.icc.illinois.gov/docket/P2012-0484/documents/290476/files/506639.pdf>.
30. Elevate Energy, « ComEd’s Hourly Pricing Program 2018 Annual Report », en ligne : ICC <www.icc.illinois.gov/docket/P2015-0602/documents/293022>.
31. Jeff Zethmayr et David Kolata, « The Costs and Benefits of Real-Time Pricing » (14 novembre 2017), en ligne (pdf ) : The Citizens Utility Board <citizensutilityboard.org/wp-content/uploads/2017/11/20171114_FinalRealTimePricingWhitepaper.pdf>.
32. Elevate Energy, « Ameren Illinois Power Smart Pricing 2018 Annual Report » (24 avril 2019), en ligne (pdf) : ICC <www.icc.illinois.gov/docket/P2011-0547/documents/285537/files/497943.pdf>.
33. « SmartHours FAQs », en ligne : OGE <www.oge.com/wps/portal/oge/save-energy/smarthours/faq>.
34. Consolidated Edison Company of New York, Inc., « Schedule For Electricity Service » (29 mars 2012), en ligne (pdf) : conEdison <www.coned.com/_external/cerates/documents/elecPSC10/electric-tariff.pdf>.
35. « Time-of-Use Rates », en ligne : conEdison <www.coned.com/en/save-money/energy-saving-programs/time-of-use>.
36. « Introducing the Smart Energy Plan », en ligne : conEdison <www.coned.com/en/accounts-billing/smart-energy-plan>.
37. « RE : Innovative Pricing Pilot Filing », en ligne (pdf) : conEdison <www.coned.com/_external/cerates/documents/elec/pending/innovative-pricing-pilot-filing.pdf>.
38. Voir Ahmad Faruqui et Stephen S. George, « Demise of PSE’s TOU program imparts lessons » (2003) 81:1 Electric Light & Power 14, en ligne : Powergrid International <www.power-grid.com/2003/01/01/demise-of-pses-tou-program-imparts-lessons>.