Production distribuée et transformation des modèles de revenus des services publics

L'industrie des services publics d'électricité est en train de faire face à une transformation structurelle différente de celle qu'elle a connue en un siècle. L'essor des technologies de production distribuée (DG) et de la mdash; principalement l'énergie solaire sur toit, le stockage de batteries, le vent à petite échelle et la chaleur combinée et l'énergie et la mdash; modifie fondamentalement la relation entre le réseau et ses clients.

Pour les dirigeants de services publics, les organismes de réglementation et les investisseurs institutionnels, la question centrale n'est plus de savoir si la DG va croître, mais comment les modèles de revenus existants conçus pour un réseau entièrement centralisé peuvent s'adapter à un monde où les actifs de derrière-mesure sont fortement intégrés. Cet article évalue les mécanismes spécifiques de l'érosion des revenus, la menace existentielle de la spirale de la mort des services publics et les stratégies et mdash pouvant être mises en œuvre; la réglementation, l'économie et la technologie et mdash; qui peuvent transformer ce défi en un avenir durable pour les services publics et leurs clients.

L'augmentation irrésistible de la génération client-sited

L'adoption de la production distribuée suit une trajectoire exponentielle guidée par de puissantes courbes de coûts. Le coût de l'énergie (LCOE) normalisée pour les systèmes photovoltaïques résidentiels et commerciaux (PV) a diminué de plus de 80 % au cours de la dernière décennie, ce qui en fait un prix moins cher que l'énergie achetée par le réseau dans de nombreuses régions sans subventions.

La convergence technologique accélère ce changement. L'appariement du solaire avec le stockage de batteries à bas coût crée une combinaison puissante qui permet aux clients de gérer activement leur profil de charge. Les onduleurs intelligents dotés de capacités de soutien du réseau transforment ces actifs en ressources de réseau intelligents, passant de simples générateurs.

Cette croissance n'est pas une tendance marginale. Dans les marchés de pointe comme Hawaï, Californie, Australie et Allemagne, la pénétration de DG est déjà assez élevée pour avoir un impact significatif sur les opérations de réseau et les finances des services publics. La question pour le reste du monde n'est pas si cela se produira, mais quand. Les services publics qui attendent d'être adaptés jusqu'à ce que la courbe de pénétration s'enfoncent seront confrontés à un ajustement beaucoup plus difficile.

Pourquoi les modèles de revenus des services publics hérités de la génération distribuée

Pour comprendre la menace, il faut d'abord comprendre la mécanique du modèle commercial traditionnel des services publics. La grande majorité des services publics réglementés sont autorisés à percevoir des recettes par des tarifs volumétriques, ce qui signifie que la facture totale est principalement fonction du kilowatt-heures total (kWh) consommé. Ce système fonctionne bien dans un monde de charge croissante et de pleine dépendance sur le réseau central. DG rompt ce lien fondamental.

Le piège volumétrique

Lorsqu'un client installe un toit solaire, chaque kWh qu'il génère est un kWh que l'utilitaire ne vend pas. Cela réduit directement les revenus de la ligne de pointe. Le problème est complexe : la plupart des coûts de service sont fixes à court et moyen terme. Le coût des poteaux de distribution, transformateurs, sous-stations, systèmes de facturation et frais généraux d'entreprise ne diminue pas sensiblement simplement parce qu'un client génère sa propre puissance. Cependant, ces coûts fixes doivent encore être recouvrés.

L'utilité doit chercher à augmenter les tarifs des régulateurs pour couvrir ses coûts fixes encore existants. Mais l'augmentation du taux par kWh rend l'autogénération encore plus attrayante pour les clients restants, incitant à une adoption plus poussée et à une érosion des revenus.

La spirale de la mort dans l'utilité en action

Cette boucle de rétroaction est largement connue sous le nom de "Verbille de mort de l'utilité".

  • Étape 1: Les clients adoptent la DG, réduisant leurs achats de grille.
  • Étape 2:[ Les revenus des services publics diminuent, mais les coûts fixes demeurent.
  • Étape 3:[ Les fichiers utilitaires pour une augmentation de taux pour récupérer les coûts.
  • Étape 4: Des tarifs plus élevés rendent la DG plus économique pour les clients restants.
  • Étape 5: Le cycle se répète, accélérant la base tarifaire et l'érosion de la base client.

Hawaï offre une étude de cas très concrète : avec certains des taux d'électricité les plus élevés aux États-Unis et des conditions solaires idéales, l'État a connu un boom solaire qui a poussé la pénétration de la DG à des niveaux records. L'utilité a fait face à une menace réelle pour sa viabilité commerciale. Ce scénario n'est pas hypothétique; il est un risque réel et présent pour toute utilité avec une structure à coûts fixes élevés et un marché viable de la DG.

Le problème de sélection défavorable

Au-delà de la baisse du volume, les services publics font face à un problème de sélection défavorable.Les clients qui adoptent la première DG sont généralement ceux qui ont des cotes de crédit élevées, des toits bien orientés et le capital à investir.Ces clients sont souvent les plus rentables pour l'électricité. Ils ont tendance à être les plus grands consommateurs d'électricité (charge de haute valeur) et à payer leurs factures de façon uniforme.

Stratégies d'adaptation : Bâtir un service d'utilité viable 2.0

Si la spirale de la mort est un risque réel, elle n'est pas inévitable. Un nouvel ensemble de modèles d'affaires, de cadres réglementaires et de flux de revenus peut permettre aux services publics de prospérer dans un monde à haut niveau de DG. La clé est de déplacer le centre de profit de la marchandise (vendre kWh) vers les services et infrastructures qui permettent le réseau moderne.

Découplage des revenus : la première étape cruciale

La plus importante réforme réglementaire visant à aligner la santé financière des services publics sur la croissance de la DG est le découplage des recettes. Dans le cadre d'un mécanisme de découplage, les recettes autorisées par les services publics sont fixées au début d'une période en fonction des coûts projetés, plutôt que de dépendre du volume des ventes réelles.

Le découplage rompt le lien direct entre le succès financier des services publics et la quantité d'électricité vendue. Il élimine le découragement inhérent aux services publics de soutenir la DG client, l'efficacité énergétique et la réponse à la demande. Plus de 20 États américains ont mis en place une forme de découplage des revenus pour leurs services publics, et l'adoption s'accélère.

Règlement fondé sur les performances (RAP)

La réglementation axée sur le rendement (RAP) offre une stratégie offensive. La RAP déplace le mécanisme de gains d'utilité et de rendement des dépenses en capital (CapEx) et du rendement sur la base des taux vers les résultats de rendement opérationnel. Les services publics obtiennent des incitatifs pour atteindre des mesures spécifiques, comme l'intégration des énergies renouvelables, la réduction de la charge maximale, la fiabilité du système (SAIDI/SAIFI), la satisfaction de la clientèle et la capacité d'accueil pour la DG.

En incitant les services à fournir des services [ plutôt que des appareils [, PBR aligne le comportement des services publics sur les objectifs stratégiques et les désirs des clients.

Le modèle de plateforme et de marché

Plutôt que de lutter contre la DG, les services publics de prospective se positionnent comme la plate-forme et le marché des services énergétiques distribués. Ce modèle traite le réseau comme une plate-forme, et l'utilité agit comme l'opérateur neutre qui crée de la valeur pour les clients et le système.

Dans le modèle de plateforme, l'utilité développe la valeur des tarifs des ressources énergétiques distribuées (VDER), qui compensent la DG, le stockage et la réponse de la demande pour les services de réseau spécifiques qu'ils fournissent à des moments et à des endroits précis. Les services comprennent le support de tension, la régulation de la fréquence, l'allégement de la capacité et la réduction de la congestion des transmissions.

Par exemple, au lieu de construire une mise à niveau de 50 millions de dollars pour gérer la charge maximale, un service public peut se procurer une centrale virtuelle (VPP) composée d'énergie solaire et de batteries appartenant à la clientèle dans la même région. L'électricité paie les clients pour la capacité et les services, évite l'investissement en capital et gagne un rendement sur sa plate-forme et les coûts de coordination.

Propriété stratégique des biens de la DG

Dans les provinces où le cadre réglementaire le permet, les services publics deviennent aussi propriétaires et exploitants d'actifs de la DG. Les jardins solaires communautaires, les batteries à échelle de réseau et les programmes d'électrification bénéfiques (comme les pompes à chaleur et les chargeurs de véhicules électriques) permettent à l'utilité de bénéficier directement de la transition énergétique.

Ce modèle offre un avantage. Les clients ont accès à la DG sans avoir à assumer le capital initial ni à assumer la charge de maintenance, et l'utilité conserve son flux de revenus et sa pertinence en tant que fournisseur d'énergie.

Refaire les tarifs et la politique pour la DG Era

L'innovation technologique et des modèles d'affaires doit s'accompagner de changements fondamentaux dans la structure tarifaire et les règles réglementaires qui régissent le réseau. Les tarifs historiques conçus pour une clientèle passive accéléreront activement la spirale de la mort dans un monde où la DG est très présente.

Tarif de la variation du temps et des alignements de valeur

Dans un monde à forte valeur ajoutée, c'est un taux inébranlable. Les taux de temps d'utilisation (TOU) qui facturent des prix plus élevés pendant les périodes de pointe et des prix plus bas pendant les périodes de pointe sont la première étape essentielle. Les taux TOU encouragent les clients à déplacer leur consommation et à orienter leurs systèmes de DG et de stockage vers l'exportation de l'énergie pendant les périodes de grande valeur.

Les tarifs de pointe critiques plus avancés (PPC) et les tarifs en temps réel (TPR) fournissent des signaux économiques encore plus forts. Combinés à des onduleurs intelligents et à des systèmes de gestion de l'énergie domestique, ces tarifs permettent à l'utilité de gérer efficacement la charge du réseau tout en permettant aux clients de profiter de leur flexibilité.

Frais de demande et recouvrement des coûts fixes

Un débat important est en cours sur la manière de recouvrer les coûts fixes sans émouvoir le signal de prix pour DG. Une approche est d'augmenter les frais fixes de la clientèle. Cependant, cela peut être régressif et réduit l'incitation pour tous les clients à conserver l'énergie ou à installer DG. Une approche plus sophistiquée est l'utilisation des frais de demande, qui sont courants dans les tarifs commerciaux et industriels.

Pour les clients résidentiels, les frais de demande peuvent être complexes mais efficaces. Ils encouragent les clients à gérer leur charge instantanée, à éviter l'utilisation simultanée de gros appareils et à déployer des batteries pour le rasage de pointe.

Valeur du solaire et valeur des tarifs du DER (VDER)

Le débat sur le calcul net de l'énergie (NEM) est au cœur du conflit de la politique de la DG. Les producteurs-clients de NEM 1.0 et 2.0 ont rémunéré le prix de détail de chaque kWh exporté vers le réseau.

Les tarifs VDER compensent la DG en fonction de la valeur réelle que son énergie fournit au réseau au moment de sa production, ce qui comprend les coûts évités de carburant, la capacité de production évitée, les pertes de transport et de distribution évitées et les coûts de conformité environnementale évités.

La loi sur la réduction de l'inflation et l'accélération de la DG

La loi sur la réduction de l'inflation (IRA) a fondamentalement remodelé l'économie de la production distribuée aux États-Unis. L'extension du crédit fédéral d'impôt à l'investissement (CII) pour l'énergie solaire et le stockage, ainsi que l'introduction de crédits de bonus pour le contenu intérieur, les collectivités énergétiques et les projets de logement à faible revenu, augmenteront considérablement le volume des installations de la DG.

L'équité et la grille future

Les entreprises qui ont adopté la DG ont toujours été des propriétaires plus riches, ce qui a conduit à craindre qu'il n'existe une subvention croisée régressive, où les clients à faible revenu qui ne peuvent pas installer la DG paient des tarifs plus élevés pour couvrir les coûts fixes. La solution n'est pas de ralentir l'adoption de la DG, mais de veiller à ce que tous les clients puissent en bénéficier.

Les programmes d'entreposage communautaire solaire et communautaire permettent aux locataires, aux occupants de plusieurs immeubles et aux ménages à faible revenu de souscrire à une part d'une installation locale de la DG, en recevant un crédit sur leur facture d'électricité. Ces programmes peuvent être conçus en tenant compte de l'équité, de sorte que les abonnés à faible revenu reçoivent un pourcentage plus élevé des avantages du système et des services.

Conclusion : La trajectoire des investissements en réseau

L'impact de la production distribuée sur les modèles de revenus des services publics n'est pas un risque lointain; c'est le défi central auquel est confronté aujourd'hui l'industrie de l'électricité. Le modèle de revenus volumétriques est structurellement incompatible avec un avenir de DG à forte pénétration.

La réglementation axée sur les performances aligne les bénéfices sur la valeur des résultats des clients et des organismes de réglementation. Les modèles commerciaux de la plateforme et les solutions de rechange non-Wires transforment la DG d'une menace en une catégorie d'actifs.

Les services publics qui prospéreront dans les prochaines décennies sont ceux qui embrassent leur rôle de simple vendeur de marchandises à un opérateur de plate-forme sophistiqué et orchestre des ressources énergétiques distribuées. Les décisions prises par le leadership des services publics et les régulateurs d'État au cours des cinq prochaines années détermineront la structure, l'équité et la viabilité de la grille pour les cinquante prochaines années. Le temps pour l'accroissement est terminé.