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Jul 04, 2023

Avec les pics de charge imminents pour les véhicules électriques, PG&E, Duke et d'autres services publics adoptent une nouvelle conception des tarifs et des stratégies de recouvrement des coûts

Des solutions critiques d'adoption de véhicules électriques émergent à des rythmes dynamiques et

Des solutions critiques d'adoption de véhicules électriques émergent dans des tarifs dynamiques et des frais de demande réduits.

La transition vers l'électrification des transports, si essentielle aux ambitions américaines de zéro émission nette, pourrait dépendre de meilleures stratégies de services publics pour gérer la recharge des véhicules, ont déclaré des analystes du système électrique.

Les véhicules électriques représentaient moins de 1 % des véhicules légers américains en 2022, selon JD Power, mais représentaient 7 % des ventes de véhicules neufs, a rapporté l'Alliance pour l'innovation automobile le 23 mars. Non gérée, la demande d'électricité prévue par l'objectif fédéral de 2030 de rendre 50 % des ventes de véhicules neufs électriques, renforcée par les nouvelles normes d'émissions d'échappement de l'Agence de protection de l'environnement, pourrait menacer la fiabilité du système électrique, ont reconnu les analystes.

C'est pourquoi « les défenseurs des véhicules électriques soutiennent les programmes de recharge gérés avec de nouvelles conceptions de tarifs et des programmes de contrôle direct des chargeurs qui rémunèrent les clients et permettent la participation de tiers », a déclaré le North Carolina Clean Energy Technology Center, ou NCCETC, directeur associé, Politique et marchés, Autumn Proudlove. La recharge gérée "peut profiter aux propriétaires de véhicules électriques, aux autres clients, aux services publics et protéger la fiabilité", a-t-elle ajouté.

Alors que les principaux services publics proposent désormais des tarifs variables dans le temps, ou TVR, et de nouvelles approches des frais de demande qui entravent la facturation à volume élevé, la conception des tarifs évolue, ont déclaré des experts en la matière. L'évolution des prix dans les TVR peut varier en temps réel, par périodes de prix quotidiennes ou avec des événements de demande extrêmes, pour signaler l'évolution de la demande du système, a déclaré EV Retail Rate Design 101 de juillet 2022 du Lawrence Berkeley National Laboratory.

Duke Energy a "repensé" son TVR "pour fournir des signaux de prix cohérents à tous les clients", a déclaré Lon Huber, vice-président senior de Duke, Pricing and Customer Solutions. Son "option de prix horaire" soutiendra les flottes de véhicules électriques et la "charge rapide" à volume élevé et évitera les "frais de demande aveugles" qui ajoutent inutilement des coûts de recharge qui pourraient autrement menacer sa viabilité économique, a-t-il ajouté.

Un TVR plus dynamique fonctionnera pour la recharge résidentielle des VE, ont convenu les analystes de la conception des tarifs des services publics, les défenseurs des VE et les chercheurs. Les opinions varient, cependant, sur la précision des TVR et sur la manière d'ajuster les frais de demande pour la charge à volume élevé afin d'éviter d'entraver le déploiement du chargeur, dont le besoin est vital.

La plupart des décideurs des États élaborent de nouvelles politiques et conceptions tarifaires pour soutenir les ressources énergétiques distribuées, ou DER, y compris les véhicules électriques et les infrastructures de recharge, ont déclaré Proudlove du NCCETC et d'autres surveillant l'activité réglementaire de l'État.

Toute conception tarifaire, y compris pour l'électrification des transports, devrait aligner les choix des clients sur une utilisation qui minimise les coûts du système, selon Mark LeBel, associé principal du projet d'assistance à la réglementation. Les nouvelles conceptions de TVR résidentiels à l'échelle du système peuvent lier l'utilisation et le coût du système et éviter les "impacts négatifs" sur les revenus ou les clients des services publics, a déclaré LeBel.

L'évolution des modèles de charge des clients, la pénétration croissante des énergies renouvelables variables et l'accès des clients aux technologies intelligentes "sapent les justifications des conceptions forfaitaires traditionnelles", a déclaré LeBel. TVR peut récupérer les revenus des services publics grâce aux tarifs tout en éliminant les frais de demande fixes "inefficaces" qui "surtaxent" l'utilisation hors pointe et "sous-facturent" l'utilisation de pointe, a-t-il ajouté.

Grâce aux technologies habilitantes, les clients de TVR peuvent déplacer l'utilisation des périodes de pointe coûteuses et augmenter la flexibilité du système électrique pour réduire les coûts des clients et soutenir l'électrification à l'échelle de l'économie, selon une série d'articles du Energy Systems Integration Group publiés en janvier. Mais en 2019, seulement 1,7 % des clients résidentiels étaient inscrits à des TVR, a rapporté Travis Kavulla, vice-président des affaires réglementaires de NRG Energy, ancien président de la Commission de la fonction publique du Montana et ancien président de la National Association of Regulatory Utility Commissioners.

"Les véhicules électriques, en tant qu'avantage secondaire, peuvent profiter de périodes de recharge TVR à moindre coût" pour rendre l'électrification des transports plus rentable que les véhicules à essence, et conduire à une adoption plus large de l'électrification des transports, ont convenu LeBel de RAP et d'autres.

La valeur de 28,24 milliards de dollars du marché américain des véhicules électriques en 2021 atteindra 137,43 milliards de dollars en 2028, selon les prévisions du rapport Fortune Business Insights de février 2022. Le déploiement du chargeur pourrait devoir être multiplié par 20, a ajouté l'analyse d'avril 2022 de McKinsey & Company. Pour gérer la demande d'électricité associée, les régulateurs approuvent de nouvelles conceptions de TVR pour les véhicules électriques, a rapporté la mise à jour de la politique nationale sur les véhicules électriques du NCCETC de février 2023.

Les TVR "sont une option de facturation gérée passivement pour les clients", a déclaré Proudlove du NCCETC. "Le contrôle direct du chargeur par les services publics est l'option de charge gérée active, que les services publics préfèrent car elle leur donne une plus grande visibilité sur la charge."

Pour donner aux clients le contrôle, certains services publics testent des TVR associés à des tarifs de période de pointe critiques qui augmentent l'incitation à facturer des réductions lors d'événements de demande extrême peu fréquents, a déclaré Proudlove. Pour utiliser efficacement les TVR, les clients peuvent avoir besoin de chargeurs intelligents encore peu disponibles, d'une télématique programmable pour véhicules ou de compteurs séparés, a-t-elle ajouté.

Une alternative moins courante sont les tarifs d'abonnement qui donnent aux services publics un contrôle direct encore plus grand de la facturation en échange d'une « facturation hors pointe presque illimitée » à un tarif simple, forfaitaire et bas, a déclaré Proudlove.

Toutes ces options ont été proposées aux régulateurs, et certaines ont été approuvées avec le soutien des défenseurs des véhicules électriques, a déclaré Proudlove. Mais les régulateurs, les services publics et les défenseurs des véhicules électriques surveillent de près les résultats concluants encore limités, a-t-elle déclaré.

De nouvelles structures tarifaires EV avec TVR ont été envisagées dans 31 États en 2022, a rapporté le NCCETC. En Californie, avec 39 % de tous les véhicules électriques américains, les trois services publics dominants appartenant à des investisseurs, Pacific Gas and Electric, Southern California Edison et San Diego Gas and Electric, proposent déjà plusieurs plans TVR spécifiques aux véhicules électriques.

L'acceptation par les conducteurs est peut-être en train d'émerger.

Jusqu'en novembre 2022, un nombre croissant de clients de PG&E utilisaient son EV TVR par défaut et rechargeaient les heures creuses, a rapporté le porte-parole des services publics Paul Doherty. Les quelque 80 000 clients du TOU-D-Prime TVR de SCE ont réalisé des économies médianes de 216 $ par an en réduisant la demande de pointe estivale de « 20,4 %, ou 0,47 kW », et les inscriptions augmentent de « 4 % à 5 % par mois », a déclaré le porte-parole de SCE, Paul Griffo.

D'autres États en sont au stade du projet pilote ou de la proposition réglementaire. Le programme OptimizEV d'Avangrid New York pilote les offres TVR et le Massachusetts House Bill 5060, promulgué en août 2022, exige que les reconnaissances de dette des États déposent des propositions de TVR EV résidentiel à mettre en œuvre d'ici le 31 octobre 2025.

Les TVR EV pour El Paso Electric, Xcel Energy Colorado et Arizona Public Service ont été approuvées en 2022 et des propositions similaires pour les deux autres IOU de l'Arizona, Tucson Electric Power et UNS Electric, sont en attente. Après qu'une évaluation de Guidehouse de décembre 2021 a montré que les clients avaient répondu à un pilote TVR d'Evergy Missouri, les régulateurs de l'État ont ordonné au service public de déplacer tous ses clients vers une gamme d'options TVR d'ici la fin de 2023.

Un plan de TVR et d'abonnement en plusieurs parties de PREPA, l'IOU de Porto Rico, a été approuvé en janvier 2023, selon le NCCETC. Austin Energy a récemment ajouté un tarif fixe de 0,21 $/minute pour les plus de 25 chargeurs rapides de la ville à son plan d'abonnement en cours avec une charge illimitée pour 4,17 $/mois sur ses plus de 1 000 chargeurs publics de niveau 2. Et une proposition de Xcel Energy rendrait permanent son tarif d'abonnement pilote.

La feuille de route de conception des tarifs commandés par commission de Duke Energy de mars 2022 décrivait les plans pour les TVR, les tarifs d'abonnement et ses propositions de tarification horaire.

Les prix horaires "augmentent lorsque le système est limité en capacité", ce qui garantit aux propriétaires de véhicules électriques de payer plus pour la recharge pendant ces périodes de forte demande et protège les autres clients d'une subvention croisée, a déclaré Duke's Huber.

Et l'utilisation prudente de la tarification horaire pourrait permettre aux bornes de recharge pour véhicules électriques à volume élevé d'économiser "de manière significative sur leur facture mensuelle moyenne", a ajouté Huber.

De cette façon, la proposition de Duke est également une nouvelle approche de la question des frais de demande pour les bornes de recharge à volume élevé avec laquelle de nombreux régulateurs, services publics et défenseurs de l'électrification des transports se débattent.

Toute charge de puissance est une évaluation de la période de facturation en dollars par kW sur les 15 minutes, 30 minutes ou 60 minutes d'utilisation d'électricité les plus élevées du client, selon un livre blanc de mai 2022 de l'Alliance for Transportation Electrification, ou ATE. Les bornes de recharge à faible utilisation devraient récupérer une charge de forte demande en augmentant le tarif par kWh facturé à tous les clients, a-t-il ajouté.

"La consommation maximale d'un magasin à grande surface peut être d'environ 500 kW, mais une borne de recharge rapide peu utilisée avec seulement 16 prises peut consommer 1,8 MW pendant une heure, puis zéro kW pendant 80 % du temps", a déclaré Jim Lazar, membre de l'Institute for Energy Democracy du PACE University's Energy and Climate Center.

Les services publics récupèrent leurs coûts grâce aux tarifs, et "l'impact sur les coûts pour le service public de desservir cette charge de pointe occasionnelle de 1,8 MW pourrait être substantiel", a ajouté Lazar.

Le taux de charge élevé par kWh de la station de charge nécessaire pour couvrir une charge de demande du service public pour couvrir ses coûts peut limiter la viabilité économique de la station, a déclaré ATE. Cela pourrait entraver "les stations de recharge publiques pour véhicules électriques indispensables" des fournisseurs de services de véhicules électriques, a ajouté ATE.

Le manque d'innovations en matière de tarification à la demande qui soutiennent à la fois les fournisseurs de services de VE et permettent aux services publics de récupérer les coûts pourrait "affecter négativement les niveaux d'adoption des VE", a conclu ATE.

Parmi les approches pour résoudre le problème des frais de demande, "les solutions dominantes sont désormais des vacances pendant un nombre d'années spécifié ou une échelle mobile liée à l'utilisation", a déclaré Proudlove du NCCETC. "Lorsque l'utilisation est suffisamment élevée, la charge de demande peut être réimposée ou réintroduite progressivement entre les clients sans augmenter sensiblement la charge par kWh", a-t-elle déclaré.

En décembre, les régulateurs du Massachusetts ont approuvé un ajustement des frais de demande sur dix ans pour Eversource, National Grid et Unitil en fonction des taux d'utilisation. En avril, les régulateurs du New Hampshire ont ordonné des suspensions temporaires des charges liées à la demande pour Unitil et Liberty Utilities afin de permettre une augmentation de l'utilisation.

En 2022, Georgia Power a proposé des frais de demande à échelle mobile jusqu'à ce que l'utilisation atteigne 15 % et Entergy Texas a proposé un ajustement des frais de demande expirant à une utilisation mensuelle de 15 %. En janvier 2023, les régulateurs de New York ont ​​approuvé des réductions des charges liées à la demande avec des ajustements à des taux d'utilisation de 10 %, 15 % et 20 %.

Les vacances de charge à la demande et les échelles mobiles sont des solutions temporaires, mais la plupart des recouvrements de coûts devraient passer par les TVR, a déclaré LeBel de RAP. Avec les niveaux élevés de production et de charge variables dans le système électrique actuel, la plupart des besoins de pointe du système sont satisfaits en produisant plus d'énergie ou en réduisant la charge plutôt qu'en encourant de nouveaux coûts d'infrastructure, a déclaré un article RAP 2020 co-écrit par LeBel.

Les services publics étudient des propositions d'ajustement des frais de demande qui incluent un TVR, une charge fixe, "une charge volumétrique, et aucune charge de demande ni intention de la rajouter", a déclaré Proudlove. Cela élimine les frais « d'intervalle unique », simplifie la facture du client, « mais envoie un signal de prix au client pour qu'il modifie la charge afin de réduire la demande de pointe totale du système afin que les coûts de service puissent être récupérés », a-t-elle ajouté.

De tels tarifs, similaires au concept proposé par Duke, "peuvent refléter le coût du service sans évaluation directe des frais de demande", a convenu ATE.

Le pilote de Duke offrirait "un taux volumétrique horaire dynamique et une petite charge de demande pour récupérer les coûts du système pour la livraison des nouvelles charges d'électrification des transports", a déclaré Huber. Les prix horaires refléteront les coûts du système en étant plus élevés pendant les pics de demande du système peu fréquents et plus bas à d'autres moments, a-t-il ajouté.

Si les stations réduisent la charge "pendant les 100 à 200 heures chaque année lorsque la demande et les prix augmentent, le service public peut éviter de nouveaux investissements dans le système", a déclaré Huber. "Nos calculs montrent qu'ils pourraient éventuellement économiser jusqu'à 25% à 45% sur nos structures tarifaires traditionnelles en trois parties" à "seulement un petit inconvénient" pour le changement de charge, a-t-il ajouté.

Avec l'adoption des véhicules électriques encore relativement faible et le déploiement rapide des bornes de recharge qui ne fait que commencer, le processus réglementaire délibéré, des propositions aux programmes pilotes en passant par les programmes à grande échelle, fonctionne actuellement, ont déclaré les défenseurs et les analystes des véhicules électriques. Mais les innovations en matière de conception tarifaire ne peuvent pas attendre longtemps, ont-ils également convenu.

"Il est bien établi que les choses mettent plus de temps à changer que prévu, puis se produisent plus rapidement que prévu", a averti Lazar de l'Institute for Energy Democracy.